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CONSTRUTORA ANDRADE GUTIERREZ S.A. CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. Aproveitamento Hidrelétrico Colíder – 300 MW Rio Teles Pires – MT. Estudo de Impacto Ambiental – EIA Volume I – Capítulos 1.0 ao 5.0 Janeiro de 2009.

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CONSTRUTORA ANDRADE GUTIERREZ S.A. CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. Aproveitamento Hidrelétrico Colíder – 300 MW Rio Teles Pires – MT. Estudo de Impacto Ambiental – EIA Volume I – Capítulos 1.0 ao 5.0 Janeiro de 2009.

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Estudo de Impacto Ambiental (EIA) – Volume I AHE Colíder

CONSTRUTORA ANDRADE GUTIERREZ S.A. CENTRAIS ELÉTRICAS DO NORTE DO BRASIL S.A. – ELETRONORTE FURNAS CENTRAIS ELÉTRICAS S.A. Aproveitamento Hidrelétrico Colíder – 300 MW Rio Teles Pires – MT. Estudo de Impacto Ambiental – EIA

ÍNDICE 1.0 APRESENTAÇÃO ................................................................................................................1 1.1 Objeto de Licenciamento ................................................................................................................ 1 1.2 Localização e Acessos .................................................................................................................... 2 1.3 Dados Básicos ................................................................................................................................ 3 1.4 Aspectos Metodológicos Gerais da Elaboração do Estudo de Impacto Ambiental e Estrutura do Documento ........................................................................................................................................... 4 2.0 ANTECEDENTES GERAIS DO PROJETO .........................................................................9 3.0 JUSTIFICATIVAS DO EMPREENDIMENTO: O POTENCIAL HIDRELÉTRICO DO RIO TELES PIRES NO CONTEXTO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO.......................11 3.1 O Plano Nacional de Energia – 2030 ............................................................................................ 11 3.1.1 Mercado de energia elétrica .........................................................................................................14 3.1.2 A expansão da geração .................................................................................................................19 3.2 Particularidades do sistema elétrico brasileiro .............................................................................. 21 3.3 O Potencial Hidrelétrico Brasileiro ............................................................................................... 26 3.3.1 O potencial hidrelétrico da Amazônia ..........................................................................................31 3.3.2 A bacia hidrográfica do rio Tapajós e o potencial inventariado do rio Teles Pires ....................36 3.4 A Amazônia e os Planos Decenais de Expansão de Energia Elétrica ............................................ 39 4.0 ANÁLISE DE ALTERNATIVAS DE APROVEITAMENTO..............................................41 4.1 Aspectos Gerais ............................................................................................................................ 41 4.2 Antecedentes dos Estudos Energéticos na Bacia do rio Teles Pires .............................................. 42 4.3 Diretrizes Ambientais Básicas ...................................................................................................... 44 4.4 Identificação de Pontos Potencialmente Barráveis ........................................................................ 49 4.5 Construção de Cenários Alternativos ............................................................................................ 52 4.6 Indicadores Ambientais e Avaliação Comparativa das Alternativas.............................................. 56 4.7 Alternativas Técnicas e Locacionais do AHE Colíder (TPR-680) na Fase dos Estudos de Viabilidade ......................................................................................................................................... 65 4.7.1 Estudos de Alternativas de Eixo....................................................................................................66

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5.0 CARACTERIZAÇÃO DO EMPREENDIMENTO..............................................................69 5.1 Aspectos Gerais do Empreendimento ........................................................................................... 69 5.2 Componentes do Arranjo Geral .................................................................................................... 72 5.2.1 Barragens de Terra ........................................................................................................................72 5.2.2 Sistema de Drenagem Interna e Transições entre Materiais ........................................................74 5.2.3 Muros de Concreto........................................................................................................................74 5.2.4 Vertedouro.....................................................................................................................................75 5.2.5 Tomada d’Água e Casa de Força .................................................................................................76 5.2.6 Canal de Fuga...............................................................................................................................78 5.2.7 Turbinas ........................................................................................................................................78 5.2.8 Geradores......................................................................................................................................79 5.2.9 Sistema de Transmissão ................................................................................................................80 5.2.10 Reservatório ................................................................................................................................82 5.2.11 Mecanismo de Transposição de Peixes.......................................................................................83 5.2.12 Atendimento ao Ofício Nº 3649/2008/SGH/ANEEL....................................................................84 5.3 Seqüência e Aspectos Construtivos............................................................................................... 85 5.3.1 Trabalhos Preliminares..................................................................................................................85 5.3.2 Implantação do Barramento e Desvio do Rio ...............................................................................85 5.3.3 Enchimento do Reservatório .........................................................................................................89 5.3.4 Desativação de Obras ...................................................................................................................92 5.3.5 Condicionantes e Tratamentos Previstos para as Fundações ......................................................92 5.4 Áreas de Apoio ............................................................................................................................. 94 5.4.1 Canteiro de Obras.........................................................................................................................94 5.4.2 Áreas de Exploração de Materiais Naturais de Construção e Bota-foras....................................97 5.4.3 Bota-foras......................................................................................................................................98 5.5 Logística de Apoio à Obra ............................................................................................................ 98 5.6 Padrão Operacional da Usina ...................................................................................................... 100 5.6.1 Determinação do Nível d’Água Mínimo Operativo ....................................................................100 5.6.2 Determinação da Motorização Ótima.........................................................................................102 5.6.3 Energia Firme e Fator de Capacidade .......................................................................................105 5.6.4 Estudos de Remanso....................................................................................................................105 5.7 Principais Quantitativos .............................................................................................................. 111 5.8 Cronograma ................................................................................................................................ 113 5.9 Mão-de-Obra .............................................................................................................................. 113 5.10 Investimentos............................................................................................................................ 113

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1.0 Apresentação 1.1 Objeto de Licenciamento O presente Estudo de Impacto Ambiental tem como objeto de licenciamento o Aproveitamento Hidrelétrico Colíder (AHE Colíder), proposto no rio Teles Pires ou São Manuel (Sub-bacia 17 – Rio Amazonas, Tapajós, Juruena e Outros1 ou Unidade de Planejamento e Gerenciamento – UPG do Médio Rio Teles Pires A-52), no estado do Mato Grosso. Em conformidade com os Estudos de Viabilidade do AHE Colíder, de responsabilidade da empresa PCE Projetos e Consultorias de Engenharia Ltda., a potência instalada do empreendimento proposto é de 300 MW e a energia firme de 166,3 MW médios. O arranjo concebido para o aproveitamento contempla a implantação da casa de força ao pé da barragem e formação de reservatório a ser operado no regime a fio d’água. O barramento do rio Teles Pires formará reservatório com área equivalente a 168 km2 na cota 268,5 metros (Nível Máximo Normal), ocupando áreas nas margens do rio pertencentes aos territórios municipais de Itaúba, Nova Canaã do Norte, Colíder e Cláudia, todos situados no estado do Mato Grosso (ver localização e acessos na Seção 1.2). Em função de discussões intersetoriais conduzidas no âmbito da Agência Nacional de Águas (ANA), com participação da Casa Civil da Presidência da República, ministérios de Minas e Energia, do Meio Ambiente, dos Transportes e da Agricultura, entre outros, os estudos de viabilidade consideraram a perspectiva de aproveitamento hidroviário do rio Teles Pires. Originalmente, conforme registrado na Seção 7.5 (Programas e projetos co-localizados), a proposta de implantação da hidrovia Tapajós - Teles Pires engloba apenas parte do baixo curso do rio Teles Pires, sem qualquer sobreposição com o segmento em que está situado o eixo do AHE Colíder. Em todo caso, considerando as discussões em curso e em especial o Ofício nº 3649/2008/SGH/ANEEL, os estudos de viabilidade conduzidos pela PCE consideraram, em nível preliminar, a possibilidade de composição de arranjo com eclusa para transposição do desnível hidráulico. De acordo com o arranjo geral proposto, a implantação da eclusa poderá ocorrer em qualquer momento ao longo da fase de operação do empreendimento, não representando interferência com a geração de energia ou com a segurança da usina, o que atesta a compatibilidade com o potencial aproveitamento hidroviário do rio Teles Pires, considerado no presente EIA um projeto co-localizado.

1 De acordo com a divisão hidrográfica da ANEEL. 2 De acordo com a divisão hidrográfica do Estado do Mato Grosso (SEMA-MT).

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Assim, tendo em vista que o transporte fluvial no médio Teles Pires constitui uma possibilidade futura sem definições quanto a sua viabilidade técnica, econômica e ambiental, o objeto de licenciamento do presente EIA não contempla a implantação de eclusa para transposição do desnível hidráulico. Objetivando a obtenção da Licença Prévia (LP), o presente estudo atende as recomendações constantes no Termo de Referência emitido em janeiro de 2008 pela Secretaria de Estado do Meio Ambiente do Mato Grosso (SEMA-MT). Para tanto, o EIA inclui um amplo conjunto de levantamentos técnicos que englobam o diagnóstico ambiental das áreas de influência do empreendimento, a identificação dos impactos ambientais potencialmente decorrentes da implantação e operação do sistema de geração de energia e a proposição das respectivas medidas mitigadoras e compensatórias. Em atendimento ao disposto nos artigos 5º e 10º da Resolução CONAMA No 237 foram efetuadas consultas nos municípios de Itaúba, Nova Canaã do Norte, Colíder e Cláudia. Todos os municípios emitiram manifestações favoráveis ao processo de licenciamento ambiental do empreendimento, além de atestar a efetiva conformidade do projeto com as respectivas legislações de uso e ocupação do solo. As manifestações são apresentadas no Anexo 6 do presente Estudo de Impacto Ambiental. 1.2 Localização e Acessos A Figura 1.2.a - Mapa de Localização apresenta o local proposto para o AHE Colíder, assim como os principais topônimos, sedes e limites municipais e a posição do empreendimento em relação ao estado do Mato Grosso. Por via rodoviária e tendo como referência a cidade de Cuiabá, o acesso a região ou aos municípios nos quais é proposta a implantação do AHE Colíder é feito através de percurso pela rodovia BR-163 complementado pelas rodovias estaduais MT-320 e MT-423. As distâncias das sedes dos municípios afetados pelo empreendimento em relação à cidade de Cuiabá são indicadas na Tabela 1.2.a. Tabela 1.2.a Distâncias das sedes urbanas em relação a Cuiabá

Cidades Distância de Cuiabá (em km)

Itaúba 590 Nova Canaã do Norte 687 Colíder 639 Cláudia 636

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No caso das cidades de Nova Canaã do Norte e Colíder, além da BR-163, o acesso se dá através de percurso pela rodovia MT-320. Tanto a BR-163 como a MT-320 são rodovias de pistas simples e pavimentadas. O acesso a Cláudia também inclui percurso em rodovia estadual, no caso a MT-423. A partir das sedes urbanas ou mesmo da BR-163, o acesso ao local selecionado para o eixo do AHE Colíder é feito através de estradas rurais não pavimentadas. O local do barramento está situado no rio Teles Pires na divisa entre os municípios de Nova Canaã do Norte (margem direita) e Itaúba (margem esquerda), nas coordenadas geográficas 10º59’06.62” Lat. Sul e 55º45’52.06” Long. Oeste ou 635070 L e 8785362 S no sistema de coordenadas UTM. Também a partir de Cuiabá a região pode ser acessada por via aérea até as cidades de Sinop e Alta Floresta. Destas duas cidades o acesso ao eixo do AHE Colíder é feito através de percurso rodoviário pelas vias já citadas. 1.3 Dados Básicos Os estudos de viabilidade do AHE Colíder foram autorizados às empresas Andrade Gutierrez, Eletronorte e Furnas pelo Despacho ANEEL nº 1.698 de julho de 2006 (Processso Nº 48500.003933/2006-77) – Anexo 7. Contando com registro ativo na ANEEL, na fase atual dos estudos, as três empresas citadas compõem o grupo responsável pela coordenação dos estudos de viabilidade técnica e ambiental do empreendimento. Os estudos de engenharia foram desenvolvidos pela PCE Projetos e Consultorias de Engenharia Ltda. e os ambientais (EIA/RIMA) pela JGP Consultoria e Participações Ltda. O empreendedor, entendido como o concessionário responsável pela implantação e operação do aproveitamento será definido após a expedição da Licença Ambiental Prévia por meio de procedimento licitatório. Informações básicas sobre os responsáveis pelos estudos de viabilidade técnica e pela contratação do presente Estudo de Impacto Ambiental são apresentadas a seguir. Responsáveis pelos Estudos de Viabilidade e pela Contratação dos Estudos Ambientais: Construtora Andrade Gutierrez S.A. CNPJ: 17.262.213/0103-19 SCN Quadra 02 - Bloco A – Sala 201 Edifício Corporate Financial Center 70712-000 - Brasília - DF Telefone: (61) 3424-3300 Fax: (61) 3424-3332 Contato: Rui da Justa Feijão E-mail: rui.feijã[email protected]

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Eletronorte - Centrais Elétricas Norte do Brasil S.A. SCN Quadra 06 Conj. A, Blocos B e C CEP: 70.716-901 - Brasília/DF Telefone: (61) 3429-5151 FURNAS Centrais Elétricas S.A. Rua Real Grandeza, 219 CEP: 22281-900 - Rio de Janeiro - RJ Telefone: (21) 2528-3112 Fax: (21) 2528-5858 Empresa Consultora Responsável pelo Estudo de Impacto Ambiental JGP Consultoria e Participações Ltda Rua Américo Brasiliense, 615 CEP: 04715-003 - São Paulo - SP Telefone: (11) 5546-0733 Fax: (11) 5546-0733 Contato: Juan Piazza E-mail: [email protected] Empresa Responsável pelos Estudos de Viabilidade - Engenharia PCE Projetos e Consultorias de Engenharia Ltda Av. Presidente Wilson, 165 - 6º - andar - Centro Rio de Janeiro - RJ - CEP: 20030-021 Tel.: 21-3231-7450 - Fax: 21-2240-5567 Contato: José Eduardo Moreira E-mail: [email protected] 1.4 Aspectos Metodológicos Gerais da Elaboração do Estudo de Impacto Ambiental e Estrutura do Documento Procedimentos gerais Os estudos consolidados no presente EIA foram conduzidos por equipe multidisciplinar e realizados concomitantemente com os Estudos de Viabilidade do AHE Colíder, de responsabilidade da PCE Projetos e Consultorias de Engenharia. A seqüência de resultados consolidada no presente texto final do EIA não é necessariamente a mesma com que os estudos ambientais foram realizados.

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As equipes especializadas foram mobilizadas para início dos trabalhos a partir do levantamento de informações das características básicas do projeto disponibilizadas pela empresa projetista, mas principalmente, nesta fase inicial dos trabalhos, obtidas nos Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do Rio Teles Pires (ENGEVIX-ELETRONORTE/FURNAS/ELETROBRAS, 2005). Os Estudos de Inventário subsidiaram também o levantamento de informações gerais sobre a bacia hidrográfica do rio Teles Pires e da região do eixo do AHE Colíder. Complementarmente, foi desenvolvida um levantamento bibliográfico preliminar que possibilitou verificar o conhecimento acumulado sobre a região onde o empreendimento se insere. Esta abordagem inicial, somada à análise detalhada do Termo de Referência para elaboração do EIA/RIMA expedido pela SEMA-MT (Anexo 8), bem como à experiência da equipe em estudos similares norteou a definição das áreas de influência do empreendimento e o planejamento das atividades seguintes. A partir de então foram desenvolvidas pesquisas bibliográficas complementares e levantamento de informações de fontes estatísticas junto a instituições oficiais como o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e as Secretarias de Estado de Planejamento (SEPLAN) e de Meio Ambiente (SEMA) do Estado do Mato Grosso, cujos dados subsidiaram a elaboração final do diagnóstico ambiental da Área de Abrangência Regional (AAR) e da Área de Influência Indireta (AII). Foram também efetuadas pesquisas específicas para levantamentos das bases cartográficas, mapeamentos de referência e de banco de dados geográficos disponibilizados por instituições oficiais como a Diretoria do Serviço Geográfico do Exército Brasileiro (DSG), o IBGE e a SEMA-MT. Os levantamentos de dados em fontes secundárias foram complementados em junho de 2008 com obtenção de informações em reuniões e entrevistas com representantes técnicos e autoridades dos municípios afetados. Tais reuniões serviram também para a divulgação das características técnicas do empreendimento, seus objetivos, localização, áreas afetadas, planejamento, impactos ambientais, desapropriações, fase do processo de licenciamento ambiental e dos estudos de viabilidade. Em Itaúba, no dia 6 de junho de 2008, representantes da equipe técnica do EIA participaram de evento público realizado na prefeitura municipal, quando foram expostos pelos técnicos da JGP detalhes sobre o empreendimento e esclarecidos questionamentos e dúvidas de representantes da comunidade local. Participaram do evento, além do prefeito, vereadores, secretários municipais, empresários, comerciantes, proprietários rurais e imprensa local. A Tabela 1.4.a apresenta a relação das reuniões realizadas nas prefeituras de Nova Canaã do Norte, Colíder e Itaúba. Foram mantidos contatos posteriores com a prefeitura de Cláudia.

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Tabela 1.4.a Representantes das prefeituras

Data Município Nome Cargo Álvaro Varella Secretário de agricultura e meio ambiente Jaime Gomes Aragão Secretário de Finanças Joana Lázara G. M. Machado Secretária de Educação Aparecida Almeida Dir. Escolas Municipais Diana Gonçalves Souza Sec. Escolar

05/06/2008 Nova Canaã do Norte

Eliane de Sá Silva Auxiliar administrativo

Luís Antonio Barbosa Pavoni Engenheiro agrônomo – Secretaria de agricultura, pecuária e meio ambiente

Norma A. P. de Oliveira Bióloga – Secretaria de meio ambiente

Lourenço Marani Secretário de Indústria, Comércio, Emprego e Renda

Vanderlei Aparecido Borges da Silva Secretário de Finanças

Everaldo Miranda Soares Biólogo

05/06/2008 Colíder

Valdecir Aparecido do Carmo Secretário de Assuntos Fundiários Levino Heller Prefeito Municipal

Lúcio Morelato Chefe da Divisão de Programas e Projetos e Patrimônio 06/06/2008 Itaúba

Ivanir Calheiro Zonta Secretária de educação Simultaneamente ao levantamento de dados secundários foi desenvolvido o planejamento das atividades de campo necessárias ao diagnóstico ambiental da Área de Influência Direta (AID) e da Área Diretamente Afetada (ADA). Os levantamentos de campo contemplaram a realização de vistorias de reconhecimento e de obtenção de dados relativos aos componentes ambientais dos meios físico, biótico e antrópico. Os estudos do meio físico na AID foram realizados no mês de junho de 2008, contemplando a realização de sobrevôo e o levantamento em campo de atributos do substrato rochoso e coberturas, do relevo, dos solos e da dinâmica superficial e do potencial de ocorrências fossilíferas, entre outros aspectos. Objetivando avaliar a qualidade da água foram realizadas inicialmente duas campanhas de amostragem, sendo a primeira em outubro de 2007 e a segunda em março de 2008. Em novembro de 2008 foi realizada campanha complementar de amostragem da qualidade da água. Em cumprimento às recomendações constantes no Termo de Referência expedido pela SEMA-MT os levantamentos para caracterização da fauna terrestre (mastofauna, herpetofauna, avifauna e invertebrados de interesse epidemiológico) e da biota aquática contemplaram a sazonalidade climática regional, tendo sido realizadas duas campanhas de amostragem, sendo a primeira durante a estação seca e a segunda durante o período chuvoso. Em conformidade com a legislação em vigor, todos os levantamentos desenvolvidos foram amparados por licenças expedidas pelo IBAMA (Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis) ou pela SEMA-MT.

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A caracterização da cobertura vegetal foi realizada através de vistorias de reconhecimento, de sobrevôo, de inventário florestal no mês de setembro de 2007 e de duas campanhas de amostragem florística (julho de 2008 e dezembro de 2008). Os levantamentos de informações para caracterização dos componentes ambientais do meio sócioeconômico foram desenvolvidos nos meses de julho e dezembro de 2008, e que incluíram vistorias em toda a área de interesse, o mapeamento e pesquisa amostral nas propriedades rurais da AID. O diagnóstico do potencial arqueológico foi realizado através de levantamento amostral em julho de 2008. Para representação cartográfica dos mapeamentos efetuados na AID foi adotada a escala 1:50.000, produzidos a partir dos levantamentos de campo e da interpretação de imagem orbital Ikonos de julho de 2008 (resolução espacial de 4 metros). Foram também utilizadas como apoio imagens Landsat-7 e ortofotos digitais, estas últimas com cobertura da área afetada pelo reservatório produzidas pela SAI Serviços Aéreos Industriais em vôos realizados em setembro de 2007 e em dezembro de 2008. Consolidado o diagnóstico ambiental das unidades de análise inicialmente estabelecidas, procedeu-se a identificação e avaliação dos impactos ambientais. Tal procedimento tem como referência inicial a caracterização detalhada do empreendimento, a individualização das ações de potencial impactante e dos componentes ambientais caracterizados ao longo do diagnóstico ambiental. O cruzamento entre ações impactantes e componentes ambientais através de matriz de interação possibilitou a identificação dos potenciais impactos ambientais decorrentes da implantação e da operação do empreendimento. A partir desse processo de identificação e análise dos impactos ambientais potenciais foram desenvolvidos os Programas Ambientais, que incluem um amplo conjunto de medidas que objetivam prevenir, mitigar ou compensar os impactos identificados anteriormente. Por fim, desenvolveu-se a análise final dos impactos resultantes sobre cada componente ambiental, o que pressupõe a correta aplicação dos Programas Ambientais propostos. Assim, a análise da intensidade, da abrangência e de outros atributos dos impactos ambientais tem como foco a avaliação do impacto residual, ou seja, considera um cenário em que o impacto potencial previsto foi devidamente mitigado. Estrutura do Estudo de Impacto Ambiental A estrutura adotada nesse EIA segue as determinações da Resolução CONAMA Nº 01/86 e as recomendações expressas no Termo de Referência emitido pela SEMA – MT em 21 de janeiro de 2008 (Ofício No 06/SUAIA/SEMA-MT/08). No presente Capítulo 1.0, de Apresentação, são fornecidas as informações básicas necessárias ao entendimento dos textos subseqüentes relativos aos antecedentes gerais do empreendimento (Capítulo 2.0), as justificativas de sua implantação (Capítulo 3.0) e as alternativas técnicas e locacionais estudadas (Capítulo 4.0).

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No Capítulo 5.0 são descritas detalhadamente as características do empreendimento, incluindo as técnicas construtivas a serem adotadas para implantação da usina. A definição das Áreas de Influência do empreendimento está apresentada no Capítulo 6.0. Os Capítulos 7.0 a 9.0, por sua vez, apresentam os diagnósticos realizados para a Área de Abrangência Regional (AAR), Área de Influência Indireta (AII) e Área de Influência Direta (AID) e Área Diretamente Afetada (ADA), respectivamente. O Capítulo 10.0 apresenta uma avaliação sintética e integrada dos principais aspectos levantados no diagnóstico ambiental das áreas de influência. O Capítulo 11.0 apresenta os marcos institucional e jurídico aplicáveis ao setor elétrico e ao empreendimento em questão, considerando os níveis federal, estadual e municipal. A Avaliação dos Impactos Ambientais do Empreendimento, apresentada no Capítulo 12.0, permite apreciar conjuntamente as interações ecossistêmicas entre as ações potencialmente impactantes e os diferentes componentes ambientais, a fim de identificar os impactos ambientais potencialmente decorrentes da implantação e/ou operação do empreendimento. Com o intuito de prevenir, mitigar ou compensar os impactos identificados, é indicado, no Capítulo 13.0, um conjunto de medidas preventivas, mitigadoras e compensatórias. Duas matrizes sintetizam as interações entre ações, impactos e medidas. Os potenciais impactos sobre cada componente ambiental são qualificados em face das medidas mitigadoras cabíveis. A Avaliação Ambiental do Empreendimento é desenvolvida nos Capítulos 14.0 e 15.0 (Conclusões), que compreendem a avaliação final dos impactos considerando-se a correta aplicação das medidas preventivas, mitigadoras e compensatórias durante as fases de implantação e operação do empreendimento. Finalmente, no Capítulo 16.0 são apresentadas as Referências Bibliográficas citadas, o Capítulo 17.0 traz um glossário de termos ambientais e o Capítulo 18.0, a Equipe Técnica responsável pela elaboração do presente estudo.

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2.0 Antecedentes Gerais do Projeto Na presente Seção são apresentados resumidamente os aspectos que compõem os antecedentes gerais dos estudos hidroenergéticos na bacia do rio Teles Pires e que nortearam a proposta de implantação do AHE Colíder. Entre 1986 e 1991, a empresa IESA (Internacional de Engenharia S.A.), contratada pela Eletronorte desenvolveu estudos de inventário da bacia que indicaram uma divisão de queda do rio Teles Pires composta por sete pontos potencialmente barráveis entre o km 285, no trecho a jusante da foz do rio Apiacás e o km 800. Desses sete pontos inicialmente identificados dois situados mais a jusante foram descartados por interferências diretas com as Terras Indígenas Kayabi e Munduruku, ambas situadas junto ao baixo curso do rio Teles Pires, no extremo norte da bacia hidrográfica. Os estudos da IESA não foram concluídos, mas os resultados registrados nos relatórios parciais então produzidos subsidiaram a sua posterior continuidade. Em abril de 2001 foi firmado acordo entre as empresas Eletrobras, Furnas e Eletronorte para retomada conjunta dos estudos de inventário da bacia do rio Teles Pires. Em 2003, a empresa Engevix Engenharia S.A. foi contratada para realização de novos estudos de inventário da bacia do rio Teles Pires. Tais estudos, finalizados em 2005, concluíram pela proposta de implantação de 6 aproveitamentos hidrelétricos, sendo 5 no rio Teles Pires e 1 no rio Apiacás, afluente do rio Teles Pires. Os aproveitamentos inventariados nos estudos da Engevix são indicados na Tabela 2.0.a. Tabela 2.0.a Aproveitamentos identificados nos Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires

Aproveitamento Rio Potência Instalada TPR-1230 - AHE Magessi Teles Pires 53 MW TPR-775 - AHE Sinop Teles Pires 461 MW TPR-680 - AHE Colíder Teles Pires 342 MW, TPR-329 - AHE Teles Pires Teles Pires 1820 MW TPR-287 - AHE São Manuel Teles Pires 746 MW API-006 - AHE Foz do Apiacás Apiacás 275 MW Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia Rio Teles Pires (Engevix, 2005). Em conjunto, os aproveitamentos inventariados representam potencial de 3.697 MW. Os estudos de inventário foram protocolados na Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, tendo sido aprovados pela mesma em julho de 2006. Na seqüência, ainda em 2006, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE iniciou os estudos relativos à Avaliação Ambiental Integrada da bacia do rio Teles Pires com o objetivo de avaliar a situação ambiental da bacia com os empreendimentos hidrelétricos propostos nos estudos de inventário da bacia aprovados no mesmo ano pela ANEEL.

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Especificamente em relação ao AHE Colíder (TPR-680), tendo em vista a aprovação dos estudos de inventário da bacia, em julho de 2006, por meio do Despacho Nº 1.698/2006 (Anexo 7), a ANEEL concedeu a titularidade do processo referente aos estudos de viabilidade do aproveitamento às empresas Centrais Elétricas do Brasil S.A. – ELETRONORTE, Construtora Andrade Gutierrez S.A. e FURNAS Centrais Elétricas S.A. (Processo nº. 48500.003933/2006-77). Estabelecida a titularidade do processo na ANEEL, as empresas detentoras do registro ativo efetivaram a contração da empresa PCE Projetos e Consultorias de Engenharia Ltda. para o desenvolvimento dos estudos de viabilidade técnica do aproveitamento hidrelétrico. Em 20 de dezembro de 2007, objetivando marcar o início do processo de Licenciamento Ambiental Prévio, foi solicitado à Secretaria de Estado do Meio Ambiente de Mato Grosso (SEMA) a emissão de Termo de Referência para elaboração de Estudo de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA). O Termo de Referência para elaboração do EIA/RIMA foi expedido pela SEMA em 21 de janeiro de 2008 e encaminhado aos interessados através do Ofício Nº 06/SUAIA/SEMA-MT/08 (Anexo 8). Em dezembro de 2008 os estudos de viabilidade elaborados pela PCE foram concluídos e encaminhados à ANEEL (Anexo 7). Por fim, cumpre registrar que o AHE Colíder integra o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), coordenado pelo Governo Federal.

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3.0 Justificativas do Empreendimento: o Potencial Hidrelétrico do rio Teles Pires no Contexto do Setor Elétrico Brasileiro Na presente seção é analisada a inserção dos aproveitamentos hidrelétricos propostos para o rio Teles Pires e, em particular do objeto de licenciamento do presente EIA, o AHE Colíder. Tal análise é desenvolvida no contexto do planejamento estratégico do setor energético, em âmbito nacional e regional. São apresentados dados de mercado de energia elétrica e projeções referentes às demandas para geração e transmissão. A principal referência utilizada é o Plano Nacional de Energia 2030 (2007), do Ministério de Minas e Energia, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), cujo objetivo é subsidiar a formulação de políticas energéticas, bem como orientar a definição dos planejamentos setoriais. 3.1 O Plano Nacional de Energia – 2030 O Brasil forma entre o grupo de países em que a produção de eletricidade é maciçamente proveniente de usinas hidrelétricas, pois esta representa cerca de 75% da potência instalada no país, e gerou 93% da energia elétrica requerida no Sistema Interligado Nacional em 2005. O Brasil dispunha, em 31/01/2006, de uma capacidade instalada de 92.738 MW, dos quais 70.961 MW (76,51%) eram fornecidos por fontes hidráulicas. O Plano Nacional de Energia - 2030 - elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) tem como objetivo o planejamento de longo prazo do setor energético do país, orientando tendências e balizando as alternativas de expansão desse segmento nas próximas décadas. A análise efetuada no PNE 2030 ratificou as seguintes conclusões:

• o grande potencial hidrelétrico disponível nas regiões Sudeste e Nordeste já foi basicamente explorado, embora ainda remanesça um potencial a explorar nessas regiões;

• o nível de conhecimento (estudos de inventário, viabilidade e etc.) do potencial a explorar é ainda relativamente pequeno;

• grande parte do potencial hidrelétrico a explorar concentra-se nas regiões Norte e Centro-Oeste.

Dependendo do cenário macroeconômico considerado, pode-se estimar que o parque gerador de energia elétrica brasileiro em 2030 terá uma potência instalada entre 210 e 250 mil MW. Em termos quantitativos, as hipóteses consideradas no PNE 2030 indicam como potencial hidrelétrico a aproveitar até 2030 o valor de 174.000 MW.

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Por outro lado, de acordo com a classificação do Balanço Energético Nacional, o consumo final do setor energético é composto pelo consumo de energia final nos campos de extração de petróleo e gás natural; nas minas de carvão mineral; nas refinarias de petróleo; nas unidades de processamento de gás natural - UPGN; nas centrais elétricas de serviço público e autoprodutoras; nas coquerias; nas destilarias; nas carvoarias e nas outras transformações. Em 2004, o consumo de energia elétrica no setor foi de 12.818 GWh, o que representou 3,6% do consumo final desse energético. Em 1970 a participação era de 5,2%. Comparações internacionais A análise da oferta mundial de energia por fonte mostra que a participação do petróleo sofreu uma redução em torno de 22% entre 1973 e 2002. O petróleo que respondia em 1973 por 45% da oferta interna de energia, chega a 2002 com uma participação equivalente a 34,9% do total. Em contrapartida, aumenta a participação do gás natural e da geração nuclear na matriz energética mundial. Enquanto o gás passa de 16,2% em 1973 para 21,2% em 2002, a geração nuclear evolui de 0,9% para 6,8%. O Brasil acompanha essas tendências mundiais. A queda da participação do petróleo na oferta interna de energia nacional foi de 14% entre 1973 e 2004 quando o petróleo respondia por 39,1%. No gás natural o crescimento foi espetacular, tendo evoluído de uma participação de apenas 0,9% em 73 para 8,9 % e, 2004. O Brasil também acompanha a tendência de expansão da energia nuclear saindo de 0% em 1973 para 1,5% em 2004. No consumo mundial por fonte, destaca-se o forte aumento da participação do consumo de eletricidade que cresceu 68% na média mundial. No Brasil, esse crescimento foi imensamente superior, e a eletricidade que em 1973 participava com 6% do consumo final de energia chega a 2004 responsável por 16% desse consumo, o que representa um aumento de 166% no período. O gás natural também aumenta sua participação no consumo mundial saindo de 14,8% em 1973 e chegando a 16,2% em 2002. No Brasil o consumo do gás só tem início em 1977 e em 2004 a sua participação já atinge 6% do consumo energético final nacional. O petróleo e o carvão mineral reduzem sua participação em 8,7% e 47,8% respectivamente. O consumo de petróleo no Brasil apresenta igual redução entre 1973 e 2004. No caso do carvão mineral a situação é inversa e o consumo nacional, iniciado em 1981, cresce a sua participação em 2004 (Figura 3.1.a).

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Figura 3.1.a Consumo Mundial de Energia por Fonte

Fonte: PNE 2030 O cenário 2006 - 2015 Para o decênio 2006/2015 foram consideradas três hipóteses de crescimento de mercado, descritas a seguir: • Trajetória de referência: admite um crescimento médio do PIB de 4,2% aa. (4,0% de

2006 a 2011 e 4,5% de 2011 a 2016); • Trajetória alta: admite um crescimento médio do PIB de 5,0% aa. (4,5% de 2006 a 2011 e

6,0% de 2011 a 2016); • Trajetória baixa: admite um crescimento médio do PIB de 3,1% aa. (3,0% de 2006 a

2011 e 3,5% de 2011 a 2016). Para o cenário de referência, o PDEE apresenta um detalhamento da projeção de consumo, por classes (residencial, industrial, comercial e outras), e projeções da carga de energia e de demanda do Sistema Interligado Nacional (SIN), desagregadas por subsistema interligado. Para atender às projeções do mercado de referência de energia elétrica, o PDEE 2006/2015 apresenta alternativas de expansão da geração, com a evolução da capacidade instalada para os diversos tipos de fontes, riscos de déficit, custos marginais de operação e a estimativa de custos dos investimentos.

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Ainda para atender às projeções do mercado de referência, o PDEE 2006/2015 apresenta as conclusões dos estudos para a expansão dos sistemas de transmissão, consolidados por região geoelétrica do SIN e por estado em cada região, sendo indicado o elenco de obras de transmissão previstas para cada região e para cada estado, no período decenal. O PDEE 2006/2015 inclui, ainda, uma análise socioambiental para os empreendimentos de geração e de transmissão que compõem a configuração de referência da expansão do sistema elétrico. Os estudos de planejamento apresentados no PDEE 2006/2015 são revisados anualmente para ajuste das previsões de crescimento do consumo de energia elétrica, considerando as reavaliações de viabilidade econômica e ambiental dos projetos de geração, em função de um maior detalhamento dos seus estudos técnicos de engenharia e de meio ambiente. As revisões também consideraram as diretrizes que resultam do planejamento de longo prazo do setor, consolidadas no “Plano Nacional de Energia – 2030”. Pelas dimensões do potencial hidrelétrico brasileiro, especialmente pela taxa de aproveitamento relativamente baixa quando comparada com a de outras nações industrializadas, e pelas indicações do custo do potencial a aproveitar é lícito admitir que a expansão da oferta de energia elétrica no país possa se basear, ainda, na geração hidráulica. Contudo, essa expansão estará sujeito a alguns condicionantes, entre os quais se destacam: • Aumento do portfólio de projetos, no médio prazo • Crescimento do mercado • Transmissão • Meio ambiente • Competitividade 3.1.1 Mercado de energia elétrica As estimativas de mercado de energia elétrica utilizam como referência, padrões de elasticidade da demanda em relação ao crescimento do Produto Interno Bruto - PIB. De acordo com o PDEE, entre 1990 e 1995, o mercado de energia elétrica, incluindo autoprodução, cresceu 4,0% ao ano, contra uma variação média anual do PIB de 3,1% no mesmo período. Nesse período, a elasticidade resultante foi de 1,3. Já no período 1995-2000 a elasticidade foi superior, atingindo 2,0, em função do crescimento do consumo total de energia elétrica e do PIB em valores de 4,7% e 2,3% ao ano, respectivamente. As estimativas e projeções de mercado realizadas pelo PDEE consideram três cenários de crescimento do PIB Nacional, conforme indicado na Tabela 3.1.1.a, a seguir.

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Tabela 3.1.1.a Cenários de crescimento do PIB Nacional adotados pelo PDEE 2006/2015

Projeção do Crescimento Anual do PIB Cenário

2006 a 2016 2006 a 2011 2011 a 2016

Referência 4,2 % 4,0 % 4,5 % Crescimento Alto 5,0 % 4,5 % 6,0 % Crescimento Baixo 3,1 % 3,0 % 3,5 % Fonte: PDEE 2006/2015, EPE, 2006. Para cada um destes cenários, o PDEE apresenta estimativas de demanda futura em função de análises de outras variáveis que condicionam a demanda por energia elétrica, que são: (i) crescimento populacional; (ii) evolução da economia e impacto sobre a renda; (iii) perspectivas de expansão da produção industrial; (iv) evolução da produção de energia elétrica para uso próprio pela indústria (autoprodução); e (v) evolução da conservação de energia. Já as projeções do PNE 2030 caracterizam três cenários mundiais e duas posturas de posicionamento nacional para enfrentá-las (eficaz e pouco eficaz) e que determinam o crescimento brasileiro no período. Em linhas gerais, a trajetória do consumo de eletricidade é influenciada principalmente pela evolução do valor adicionado de cada um dos setores avaliados neste estudo: indústria, comércio/serviços, setor público, agropecuário e residencial. Por sua vez, para cada setor, hipóteses de eficiência e efeito de substituição inter-energéticos estão presentes, de modo que a expansão pela demanda de eletricidade poderá se processar de maneira distinta, conforme o cenário. Para o cenário A, o setor de serviços aumenta sua participação de 53,1% para 60,8% do PIB total em 2030, fato decorrente de um crescimento mais vigoroso da economia e da melhor distribuição de renda nacional observada no período. Como o setor agropecuário mantém sua participação relativamente constante – variando de 9,7% para 9,8% no mesmo período -, a indústria, apesar de crescer a taxas significativas, perde participação no PIB, embora alguns setores industriais se destaquem. Como resultado, a participação do setor industrial no PIB total cai dos 37,2% em 2004 para 29,4% em 2030. A evolução da participação setorial no valor adicionado total e as respectivas taxas médias de crescimento são apresentadas na Tabela 3.1.1.b. Tabela 3.1.1.b Participação no PIB e evolução setorial: Cenário A, 2004-2030

Produto Participação (%) 2004 2030 Taxa de crescimento (% a.a.) Agropecuário 9,7 a 9,8 5,0 Industrial 37,2 a 29,4 4,0 Serviços 53,1 a 60,8 5,5

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No cenário B (intermediário) o setor industrial também perde participação relativa também por conta do crescimento significativo do setor serviços, mas em ritmo menos acentuado do que o observado no cenário A motivado pelo maior crescimento relativo do setor serviços. Quanto ao setor agropecuário, o mesmo se mantém próximo de sua participação relativa no ano base. A Tabela 3.1.1.c mostra a evolução do PIB setorial no período 2005 a 2030, para esse cenário. Tabela 3.1.1.c Participação no PIB e evolução setorial: Cenário B, 2004-2030

Setor Participação (%) 2004 2030 Taxa de crescimento (% a.a.) Agropecuário 9,7 a 9,5 3,9 Industrial 37,2 a 33,0 3,6 Serviços 53,1 a 57,5 4,3 Dados do ano base (2004): IBGE, 2006. No cenário C, adicionalmente aos blocos econômicos, o elevado custo-Brasil – visível principalmente nos gargalos relacionados à infra-estrutura – impede às empresas brasileiras de aproveitar plenamente suas vantagens comparativas. Neste cenário, disputas comerciais e a dificuldade em remover as barreiras protecionistas, sempre segundo a análise da EPE (2008), acabam por prejudicar, por exemplo, a inserção mais ativa do agronegócio brasileiro no mercado internacional, exceto em alguns nichos específicos de mercado, em que as vantagens comparativas brasileiras são muito elevadas, como o é o caso da produção de soja, açúcar e álcool, por exemplo. Isto resulta num perfil de continuado declínio da participação deste setor no PIB nacional até o horizonte de 2030, sendo a demanda interna responsável pela manutenção desta participação em torno dos patamares atuais. No caso da cultura de soja, a sua inserção internacional é parcialmente tolhida e uma proporção maior de sua produção volta-se ao mercado interno. A evolução da participação setorial no valor adicionado total é resumida na Tabela 3.1.1.d. Tabela 3.1.1.d Participação no PIB e evolução setorial: Cenário C, 2004-2030

Setor Participação (%) 2004 2030 Taxa de crescimento (% a.a.) Agropecuário 9,7 a 9,8 3,2 Industrial 37,2 a 35,0 2,9 Serviços 53,1 a 55,2 3,3 Dados do ano base (2004): IBGE, 2006. No cenário mais pessimista, com um comércio menos vigoroso entre países e a administração pouco eficaz das questões domésticas, gera-se um ambiente de reduzido crescimento econômico e pouca alteração da estrutura setorial do PIB. O pequeno ganho de participação do setor agropecuário se deve ao fato de as vendas de produtos agrícolas e de pecuária não terem sido tão afetadas pelo contexto econômico. Ademais, este aumento de participação também se relaciona à manutenção ou mesmo pequenos ganhos em mercados internacionais onde a produção agropecuária brasileira se mostra bastante competitiva. A redução da participação relativa da indústria é explicada, quase que totalmente, pelo avanço do setor de

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serviços, embora a magnitude de variação não seja tão expressiva, como pode-se ver na Tabela 3.1.1.e. Tabela 3.1.1.e Participação no PIB e evolução setorial: Cenário D, 2004-2030

Setor Participação (%) 2004 2030 Taxa de crescimento (% a. a.) Agropecuária 9,7 a 9,9 2,6 Indústria 37,2 a 36,2 2,2 Serviços 53,1 a 53,9 2,1 Dados do ano base (2004): IBGE, 2006. Perspectivas de evolução da participação da energia elétrica no consumo total de energia Os resultados de evolução da demanda final de energia total e de energia elétrica, para os quatro cenários apresentados, de forma consolidada, mostram na Figura 3.1.1.a, em relação ao consumo de 2005, que o consumo total de energia cresça ao fim de 2030 entre 89% e 194%, em comparação ao valor atual, para os cenários de menor e maior crescimento, respectivamente. Figura 3.1.1.a Evolução do Consumo Final Energético Nacional para o Período 2005-2030

Fonte: PNE – 2030 (EPE, 2008).

Estima-se que o consumo de energia elétrica se situe ao fim de 2030 entre 859 TWh e 1.245 TWh para os cenários de menor e maior crescimento, respectivamente. Isto significa que, ao final do período, a diferença entre os dois valores extremos corresponderá a 386 TWh, valor 6,6% superior ao consumo atual de eletricidade do país. Por outro lado, as previsões de demanda de energia elétrica, por subsistema são apresentadas na Tabela 3.1.1.f. Por classes de consumo, as previsões do PDEE 2006/2015, especificamente para a trajetória de referência, são apresentadas na Tabela 3.1.1.g, a seguir, enquanto a Tabela 3.1.1.h apresenta, do consumo total, as parcelas correspondentes ao SIN e aos sistemas isolados.

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Tabela 3.1.1.f Consumo projetado de energia elétrica (GWh) no Brasil

Consumo (GWh) Variação (% ao ano) Subsistema 2005 2010 2015 2005/2010 2010/2015 Cenário de Referência

Isolado 7.178 10.874 15.988 8,70 8,00 Norte 23.526 30.729 45.460 5,50 8,10

Nordeste 47.541 61.222 78.118 5,20 5,00 Sudeste/Centro-Oeste 209.059 266.841 335.072 5,00 4,70

Sul 58.764 73.864 92.180 4,70 4,50 Total 346.068 443.530 566.819 5,10 5,0

Cenário de Crescimento Alto Isolado 7.178 11.008 17.019 8,90 9,10 Norte 23.526 30.922 48.770 5,60 9,50

Nordeste 47.541 62.193 84.477 5,50 6,30 Sudeste/Centro-Oeste 209.059 270.186 354.644 5,30 5,60

Sul 58.764 74.835 98.611 5,00 5,70 Total 346.068 449.144 603.521 5,40 6,10

Cenário de Crescimento Baixo Isolado 7.178 10.341 14.428 7,60 6,90 Norte 23.526 30.005 43.256 5,00 7,60

Nordeste 47.541 58.258 70.513 4,10 3,90 Sudeste/Centro-Oeste 209.059 254.707 304.611 4,00 3,60

Sul 58.764 70.273 83.486 3,60 3,50 Total 346.068 423.584 516.294 4,10 4,00

Fonte: PDEE 2006/2015, EPE, 2006. Tabela 3.1.1.g Consumo projetado de energia elétrica por classes (GWh), para o cenário de referência

Classes de Consumo Ano Residencial Industrial Comercial Outras Total 2004(*) 78.469 156.771 49.686 46.552 331.478

2005 82.255 161.064 52.947 49.803 346.069 2006 87.531 167.649 56.457 52.264 363.901 2007 92.622 176.107 60.346 54.734 383.809 2008 97.912 184.553 64.451 57.274 404.190 2009 103.421 191.695 68.788 59.896 423.800 2010 109.155 198.404 73.370 62.601 443.530 2011 115.097 206.508 78.212 65.397 465.214 2012 121.562 216.953 83.653 68.368 490.536 2013 128.289 227.308 89.408 71.427 516.432 2014 135.261 235.677 95.477 74.561 540.976 2015 142.489 244.677 101.877 77.776 566.819

Período Variação (% ao ano) 2005-2010 5,8 4,3 6,7 4,7 5,1 2010-2015 5,5 4,3 6,8 4,4 5,0 2005-2015 5,6 4,3 6,8 4,6 5,1

Período Estrutura de Participação (%) 2005 23,8 46,5 15,3 14,4 100,0 2010 24,6 44,7 16,5 14,1 100,0 2015 25,1 43,2 18,0 13,7 100,0

(*) Valores Verificados Fonte: PDEE 2006/2015, EPE, 2006

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Tabela 3.1.1.h Consumo de energia elétrica (GWh) - SIN Sistema Integrado Nacional e sistemas isolados

Ano SIN Sistemas Isolados Brasil

2004(*) 324.781 6.697 331.478 2005 338.890 7.178 346.069 2006 356.070 7.831 363.901 2007 375.233 8.577 383.809 2008 394.889 9.301 404.190 2009 413.733 10.067 423.800 2010 432.656 10.874 443.530 2011 453.448 11.766 465.214 2012 477.813 12.723 490.536 2013 502.668 13.764 516.432 2014 526.134 14.842 540.976 2015 550.831 15.988 566.819

(*) Valores Verificados Fonte: PDEE 2006/2015; EPE, 2006.

A partir das projeções de consumo acima apresentadas e de uma previsão de redução de perdas técnicas e comerciais, a EPE projetou a carga de energia do Sistema Interligado Nacional – SIN, expressa em MW médio, para os três cenários considerados (Tabela 3.1.1.i). Tabela 3.1.1.i Previsões de carga de energia do SIN em MW médio

Carga de energia (MW médio) Cenário de Crescimento Período

Referência Alto Baixo 2005 46.341 46.341 46.341 2010 58.635 59.378 56.003 2015 73.998 78.789 67.418

Período Variação (% ao ano) 2005-2010 4,8 5,1 3,9 2010-2015 4,8 5,8 3,8 2005-2015 4,8 5,5 3,8

Fonte: PDEE 2006/2015, EPE, 2006. 3.1.2 A expansão da geração A capacidade brasileira de geração de energia elétrica, em 31/01/2006, era de 100,5 GW, considerando todo o parque gerador existente, as interligações internacionais já em operação e também a parcela de Itaipu importada do Paraguai, conforme demonstrado na Tabela 3.1.2.a, a seguir.

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Tabela 3.1.2.a Parque gerador brasileiro em dezembro de 2005

Fonte Capacidade Instalada (MW) Hidrelétrica 69.631 Termelétrica 19.770 Nuclear 2.007 Pequena Central Hidrelétrica (PCH) 1.330 Subtotal 92.738 Interligação com a Argentina 2.178 Parcela da Itaipu da ANDE 5.600 Total 100.516 Fonte: BIG/ANEEL, 2006. Valores Fiscalizados pala ANEEL, considerando as potências a partir da operação comercial da primeira unidade geradora. Nos termos do PDEE 2006/2015, a capacidade de geração de energia elétrica deverá crescer, no período considerado, mais de 4.000 MW por ano, considerando-se a trajetória de referência. O PDEE prevê que a expansão da oferta de energia elétrica no Brasil se dará com predomínio da hidroeletricidade. Nos termos de tal diretriz, o aproveitamento do potencial hidráulico da Amazônia é fundamental para a expansão da oferta de energia elétrica em longo prazo. A expansão de geração hidrelétrica prevista para o cenário de referência do mercado é de 31.144,5 MW, conforme demonstrado na Tabela 3.1.2.b, a seguir. Tabela 3.1.2.b Expansão da geração hidroelétrica até 2015 – Trajetória de Referência Sistema Capacidade (MW) Subsistema Sudeste/Centro Oeste/Rondônia 7.764,8 Subsistema Sul 5.441,5 Subsistema Nordeste 1.172 Subsistema Norte/Manaus 4.816,2 Subsistema Madeira 6.450 Subsistema Belo Monte 5.500 Total 31.144,5 O plano prevê a construção de alguns grandes empreendimentos hidrelétricos na Amazônia, tais como os listados na Tabela 3.1.2.c, a seguir.

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Tabela 3.1.2.c Grandes aproveitamentos planejados na Amazônia

Aproveitamento Rio Capacidade (MW)

AHE Jirau Madeira 3.300 AHE Santo Antônio Madeira 3.150 AHE Belo Monte (1ª etapa) Xingu 5.500 As usinas termelétricas previstas no PDEE 2006/2015 para o sistema integrado (cenário de referência do mercado) totalizam 10.527 MW, com a seguinte matriz energética: • Gás natural 5.341 MW • Biomassa 1.817 MW • Urânio 1.350 MW • Carvão mineral 1.050 MW • Óleo diesel 969 MW • Total 10.527 MW Por sistema, as usinas termelétricas podem ser resumidas em: • Subsistema Sudeste/Centro Oeste/Rondônia 5.268 MW • Subsistema Nordeste 3.490 MW • Subsistema Sul 1.769 MW • Total 10.527 MW O plano prevê, ainda, a geração complementar através de PCHs, cuja programação não foi incluída no estudo, uma vez que a construção das mesmas é de livre iniciativa dos empreendedores e independe de processos de licitação. 3.2 Particularidades do sistema elétrico brasileiro O sistema elétrico brasileiro apresenta uma série de aspectos que o tornam único. É evidente que, considerados aspectos isolados, sempre podem ser encontrados outros sistemas que apresentem elementos equivalentes mas certamente não pode ser encontrado nenhum outro sistema elétrico que reúna um conjunto de características pelo menos semelhante. Entre os aspectos que caracterizam tal diferenciação no âmbito mundial estão as significativas diferenças regionais e sua dimensão continental (8.514.215,3 km2), compreendendo 20,8% do território das Américas e 47,7% da América do Sul, sendo o quinto país no mundo em extensão territorial, superado apenas pela Rússia, Canadá, China e Estados Unidos da América. Em termos de utilização de fontes renováveis de energia, o país possui uma situação diferenciada. Em 2006, 45% da oferta interna de energia brasileira foi proveniente de fontes

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renováveis, enquanto a média mundial (2005) foi de 12,7% e nos países da OECD (3) foi de 6,0%. A Tabela 3.2.a ilustra a situação do Brasil no contexto mundial quanto à oferta interna de energia. Tabela 3.2.a Oferta interna de energia – Brasil e mundo Oferta Interna de Energia Brasil Mundo Energia Elétrica – hidráulica 14,8% 2,2% Biomassa 30,2% 10,5% Petróleo e Derivados 37,7% 35,0% Urânio 1,6% 6,3% Carvão Mineral 6,3% 25,3% Gás Natural 9,4% 20,7% Fonte: BEN – 2007 (4). No que se refere propriamente à energia elétrica, em 2006, a oferta no cenário brasileiro continuou sendo de origem predominantemente hidráulica, como deverá continuar a acontecer nas próximas décadas. O percentual da hidráulica, que era da ordem de 95% no final do século XX, foi, em 2006, de 84,7% (usinas convencionais, PCHs e Itaipu). As Figuras 3.2.a e 3.2.b, a seguir, ilustram a estrutura da oferta de energia elétrica no Brasil e no Mundo. Figura 3.2.a Estrutura da oferta de energia elétrica no Brasil – 2006 (em %)

Fonte: Balanço Energético Nacional 2007 – EPE/MME.

3 OECD: Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico.

4 Balanço Energético Nacional 2007 – EPE/MME.

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Figura 3.2.b Estrutura da oferta de energia elétrica no mundo – 2006 (em %)

Fonte: Balanço Energético Nacional 2007 – EPE/MME. Conforme indicado, em termos mundiais, a fonte principal para geração de energia elétrica continua sendo o carvão mineral, com 40,3% de participação. As fontes hidráulica e nuclear estão situadas em um patamar semelhante, da ordem de 16% de participação. Ao ser examinada a evolução da produção mundial de energia elétrica por fontes, é possível verificar que a participação da energia hidráulica caiu de 21,0%, em 1973, para 16,0% em 2006. Isto porque a expansão da hidroeletricidade, em termos mundiais, tem ocorrido de forma muito modesta, em face do esgotamento das reservas de potenciais. Significativo é o crescimento da participação da energia nuclear, que aumentou de 3,3% para 15,2%. Também é digna de nota a substancial redução da participação do petróleo como fonte para geração de energia elétrica, passando de 24,6%, em 1973, para 6,6%. O Brasil, em 2005, foi o nono maior produtor mundial de energia elétrica, com 403 TWh, o que corresponde a 2,2% da produção mundial e 9,4% da produção dos Estados Unidos, por exemplo. A Tabela 3.2.b apresenta a produção de energia elétrica nos principais países produtores.

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Tabela 3.2.b Produção mundial de energia elétrica – ano 2005 Principais Países Produtores Produção de Energia

(em TWh) Participação na Produção Mundial

(em %) Estados Unidos 4.268 23,40% China 2.497 13,70% Japão 1.094 6,00% Rússia 951 5,20% Índia 699 3,80% Canadá 628 3,40% Alemanha 613 3,40% França 571 3,10% Brasil 403 2,20% Reino Unido 398 2,20% Demais Países 6.113 33,50% Mundo 18.235 100,00% Fonte: Balanço Energético Nacional 2007 – EPE/MME. Todavia, em função das operações comerciais de Itaipu, o Brasil foi, em 2005, o quarto maior importador mundial de energia elétrica, sendo o Paraguai o terceiro maior exportador (Tabela 3.2.c). Tabela 3.2.c Exportação e importação mundial de energia elétrica – ano 2005

Principais Países Exportadores

Energia (Em TWh)

Principais Países Importadores

Energia (Em TWh)

França 68 Alemanha 57 Alemanha 61 Itália 50 Paraguai 44 Estados Unidos 45 Canadá 44 Brasil 39 Suíça 32 Suíça 38 República Tcheca 25 Países Baixos 24 Rússia 23 Áustria 20 Suécia 22 Canadá 20 Estados Unidos 20 Finlândia 18 Áustria 18 Hungria 16 Demais Países 270 Demais Países 285 Mundo 627 Mundo 612 Fonte: Balanço Energético Nacional 2007 – EPE/MME. Já no que se refere à produção exclusivamente de hidroeletricidade, o Brasil foi, em 2005, o terceiro maior produtor no mundo, com 11,3% da produção mundial. A China, que em 2000 ocupava a quarta posição mundial, em 2005 assumiu a liderança (Tabela 3.2.d).

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Tabela 3.2.d Dados de produção mundial de energia hidrelétrica – ano 2005

Principais Países Produtores

Energia (Em TWh)

Participação na Produção Mundial (em %)

China 397 13,3% Canadá 364 12,2% Brasil 337 11,3% Estados Unidos 290 9,7% Rússia 175 5,8% Noruega 137 4,6% Índia 100 3,3% Japão 86 2,9% Venezuela 75 2,5% Suécia 73 2,4% Demais Países 960 32,1% Mundial 2.994 100,0% Fonte: Balanço Energético Nacional 2007 – EPE/MME. Os dados apresentados evidenciam a efetiva partição do Brasil no cenário energético mundial em termos de produtividade, mas também ressaltam a importância da hidroeletricidade na sua matriz energética. Nesse quadro geral, é oportuno considerar, ainda, o crescimento da população brasileira a taxas consideráveis a partir da metade do século XX, variando, segundo estimativas do IBGE, de 41.236.315 habitantes, em 1940, a 185.000.0000 em 2007. Nesse período, a população rapidamente deixou sua condição predominantemente agrária e rural, e se tornou urbana e industrial, alcançando atualmente mais de 80% nessa última condição, o que reflete, por sua vez, o conseqüente aumento da demanda por energia elétrica. No setor de energia elétrica, os efeitos deste contexto são percebidos em várias dimensões. O mercado de energia elétrica cresce, normalmente, com taxas bastante elevadas. O consumo per capita brasileiro é baixo e o país convive com grande desperdício de energia elétrica, tanto em termos dos sistemas em si, como em termos do uso final. Podem ser percebidas grandes diferenças de perfil entre consumidores nos grandes centros, além das grandes diferenças existentes entre consumidores de diferentes regiões. No que diz respeito aos recursos naturais, o país não apresenta notável abundância de petróleo e de gás natural. O carvão disponível é razoavelmente "pobre" para a geração de energia elétrica. Dispõe, entretanto, de um grande potencial de aproveitamento de energia hidráulica e de uma engenharia capacitada, com pleno domínio da tecnologia. Nesse aspecto, considerando a disponibilidade de aproveitamento hidrelétrico existente, o Brasil vem incrementando a construção de usinas hidrelétricas, de forma que o país dispõe, atualmente, de um dos maiores parques hidrelétricos do mundo. Em função do grande potencial de aproveitamento de energia hidráulica para a produção de energia elétrica, a base de geração é hídrica. As usinas hidrelétricas atendem à "base da curva de carga", com várias de suas unidades operando quase que permanentemente.

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Reconhecidamente, poucos países dispõem de condição semelhante de predominância da geração hidrelétrica. Somente a Noruega e o Brasil têm uma participação da hidroeletricidade superior a 80% da produção total. Entretanto, os sistemas dos dois países são completamente diferentes. O sistema elétrico norueguês, concentrado geograficamente, está fortemente interconectado com países vizinhos que operam importantes sistemas de geração térmica. Complementarmente, grande parte das usinas hidrelétricas da Noruega utiliza reservatórios pequenos, graças às vazões naturais bastante regulares, decorrentes, muitas vezes, de degelos. Já no Brasil, grande parte dos potenciais hidrelétricos explorados está em rios de planalto, com afluências naturais de elevada aleatoriedade, exigindo a formação de grandes reservatórios de acumulação quando represados. Os reservatórios assim construídos, com grandes volumes de água, determinam, no sistema hidrelétrico brasileiro, uma característica sui generis de regularizações de vazões plurianuais. Diante dessas características, a operação dos reservatórios tem que ser planejada e programada com visões de prazos de alguns anos. Além do mais, a existência de várias usinas ao longo de um mesmo rio ou bacia, muitas vezes operadas por diferentes empresas concessionárias, determina a dependência das usinas a jusante em relação à forma como são operadas as usinas situadas a montante. Considere-se ainda que, com dimensões continentais, o Brasil convive com diferentes regimes hidrológicos nas suas várias bacias hidrográficas. Muitas vezes existe um período pouco chuvoso numa região e muita chuva em outras regiões, invertendo-se os ciclos em outros anos. Tais aspectos, somados ao fato de importantes usinas hidrelétricas estarem localizadas a grandes distâncias dos principais centros de consumo, determinam a configuração de um extenso e complexo sistema de linhas de transmissão de energia (LTs). Atualmente, essa malha de LTs garante a interconexão dos sistemas geradores, permitindo um ganho natural em termos de possibilidade de garantia de produção de energia, decorrente de transferências de energia entre bacias. 3.3 O Potencial Hidrelétrico Brasileiro O Brasil dispõe do maior conjunto de bacias hidrográficas do mundo, com um invejável potencial de geração hidrelétrica. Deste fato resulta a natural opção por esta fonte para a produção de energia elétrica. Segundo o World Energy Council (2007 Survey of Energy Resources), existe, no planeta, um potencial total para a produção de 41.202 TWh/ano de energia hidrelétrica (dados de 2005). Deste total, 16.494 TWh/ano correspondem ao “Potencial Tecnicamente Aproveitável”, do qual, segundo a mesma fonte, mais de 50% são detidos por apenas seis países - China, Estados Unidos, Brasil, Rússia, Índia e Canadá. Do conjunto dos seis países citados, o World Energy Council considera que somente 56% são economicamente exploráveis. Os dados

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constantes nas Tabelas 3.3.a e 3.3.b detalham o potencial hidrelétrico e o potencial hidrelétrico economicamente explorável no contexto mundial. Tabela 3.3.a Potencial hidrelétrico mundial

Principais Potenciais Recurso Hidrelétrico Total (em TWh/ano)

Potencial Tecnicamente Aproveitável

(em TWh/ano)

Potencial Aproveitável

Total China 6.083 2.474 40,7% Estados Unidos 4.485 1.752 39,1% Brasil 3.040 1.488 48,9% Rússia 2.295 1.670 72,8% Índia 2.638 660 25,0% Canadá 2.216 981 44,3% Indonésia 2.147 402 18,7% Peru 1.577 395 25,0% Congo 1.397 774 55,4% Colômbia 1.000 200 20,0% Total Mundial 41.202 16.494 40,0% Fonte: World Energy Council (2007 Survey of Energy Resources). Tabela 3.3.b Potencial hidrelétrico economicamente explorável

Principais Potenciais

Potencial Tecnicamente Aproveitável

(em TWh/ano)

Potencial Economicamente Explorável

(em TWh/ano)

Economicamente Explorável / Tecnicamente Aproveitável

China 2.474 1753 70,9% Rússia 1.670 852 51,0% Brasil 1.488 811 54,5% Índia 660 600 90,9% Canadá 981 536 54,6% Estados Unidos 1.752 501 28,6% Sub-Total 9.025 5.053 56,0% Fonte: World Energy Council (2007 Survey of Energy Resources). Como se percebe a partir da análise dos dados apresentados, o Brasil ocupa destacada posição entre os países com maior potencial de produção de energia elétrica de origem hidráulica, situado em terceiro lugar no ranking mundial em termos de “Potencial Total” e de “Potencial Economicamente Explorável”. Conforme a Constituição Federal de 1988, os potenciais de energia hidráulica são bens da União (Art. 20, VII). Entretanto, é assegurada aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem como a órgãos da administração direta da União, participação no resultado da exploração de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica ou compensação financeira por essa exploração (Art. 20, § 1º). Em todo caso, é de competência da União, explorar (diretamente ou mediante autorização, concessão ou permissão) o aproveitamento energético dos cursos de água (Art. 21, XII, b),

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mas sempre em articulação com os Estados onde se situam os potenciais hidroenergéticos (Art. 21, XII, b). As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a existência de rios caudalosos, aliadas às dimensões relativamente reduzidas das reservas de petróleo e carvão mineral, foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica. Em que pese a crescente participação da geração termelétrica, o uso das correntes de água representa mais de 76% da capacidade instalada no país. Segundo a ANEEL, existiam em operação, em 02 de janeiro de 2008, 100.346,16 MW, dos quais 76.869,41 de hidrelétricas, conforme demonstrado na Tabela 3.3.c, apresentada a seguir. Tabela 3.3.c Capacidade Instalada no Brasil

Tipo Quantidade Potência Fiscalizada (MW) %

Hidrelétricas - CGH 215 112,26 0,11% Hidrelétricas - PCH 294 1.820,26 1,81% Hidrelétricas - UHE 158 74.936,89 74,68% Termelétricas 994 21.222,68 21,15% Nucleares 2 2.007,00 2,00% Eólicas 16 247,05 0,25% Solares 1 0,02 0,00%

Total 1.680 100.346,16 100 Fonte: ANEEL. Conforme levantamento da ANEEL e da ELETROBRÁS (em 2003), o potencial hidráulico brasileiro era de 258.826 MW, dos quais 177.436 MW já inventariados e 81.390 MW estimados (5). O “potencial inventariado” de uma bacia hidrográfica decorre de estudo da mesma, com a escolha da melhor alternativa de divisão de queda, caracterizada pelo conjunto de aproveitamentos compatíveis entre si e com projetos desenvolvidos de forma a obter uma avaliação da energia disponível, dos impactos ambientais e dos custos de implantação dos empreendimentos. Decorre, portanto, de muitos trabalhos desenvolvidos em campo, com levantamentos de curvas de nível e alguma prospecção geológica. O potencial inventariado inclui usinas em diferentes níveis de estudos - inventário, viabilidade e projeto básico - além de aproveitamentos em construção e operação. Já o “potencial estimado” corresponde à soma do “potencial remanescente” e do “potencial individualizado”. O “potencial remanescente” é o resultado de estimativa realizada em escritório, a partir de dados existentes, sem qualquer levantamento complementar, 5 Atlas de Energia Elétrica do Brasil - Segunda edição – ANEEL – 2005

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considerando um trecho do curso d'água, via de regra situado na cabeceira, sem determinar o local de implantação do aproveitamento. O “potencial individualizado” é o resultado de estimativa realizada em escritório para um determinado local, a partir de dados existentes ou levantamentos expeditos, sem qualquer levantamento detalhado. Por fim, o “potencial total” corresponde à soma do “potencial inventariado” e do “potencial estimado”. As informações relativas ao potencial brasileiro de geração hidrelétrica devem ser vistas com as devidas ressalvas e como indicativas, tendo em vista a necessidade de revisão de alguns estudos de inventários realizados no passado. O território brasileiro pode ser dividido em oito grandes bacias hidrográficas, as quais se caracterizam por regimes pluviométricos diferentes e complementares. De acordo com os dados do “Atlas de Energia Elétrica do Brasil - Segunda edição – ANEEL – 2005”, do potencial hidrelétrico brasileiro total, 40,6% estão localizados na Bacia Hidrográfica do Amazonas, conforme demonstrado no quadro comparativo a seguir (Tabela 3.3.d). Tabela 3.3.d Potencial hidrelétrico brasileiro por bacia hidrográfica (situação em março de 2003)

Bacia Estimado (MW)

Inventário (MW)

Total (MW)

% em relaçãoao total

Bacia do Rio Amazonas 64.164,49 40.883,07 105.047,56 40,6% Bacia do Rio Tocantins 2.018,80 24.620,65 26.639,45 10,3% Bacia do Atlântico Norte/Nordeste 1.070,50 2.127,85 3.198,35 1,2% Bacia do Rio São Francisco 1.917,28 24.299,84 26.217,12 10,1% Bacia do Atlântico Leste 1.779,20 12.759,81 14.539,01 5,6% Bacia do Rio Paraná 7.119,29 53.783,42 60.902,71 23,5% Bacia do Rio Uruguai 1.151,70 11.664,16 12.815,86 5,0% Bacia do Atlântico Sudeste 2.169,16 7.296,77 9.465,93 3,7% Total 81.390,42 177.435,57 258.825,99 100% Fonte: ANEEL. De acordo com os dados do “Atlas de Energia Elétrica do Brasil”, as bacias mais próximas do esgotamento do potencial, em 2003, eram as do Paraná (64,5% de potencial já aproveitado) e a do São Francisco (39,2%). As menores taxas de aproveitamento são verificadas nas bacias do Amazonas, Atlântico Leste e Atlântico Norte/Nordeste (Tabela 3.3.e).

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Tabela 3.3.e Índice de aproveitamento por bacia - março de 2003

Bacia Inventário (MW)

Estimado (MW)

Capacidade Instalada (MW)

Índices de aproveitamento

{a} {b} {c} [c/a] [c/b] Bacia do Rio Amazonas 40.883,07 105.047,56 667,30 1,6% 0,6% Bacia do Rio Tocantins 24.620,65 26.639,45 7.729,65 31,4% 29,0% Bacia do Atlântico Norte/Nordeste 2.127,85 3.198,35 300,92 14,1% 9,4% Bacia do Rio São Francisco 24.299,84 26.217,12 10.289,64 42,3% 39,2% Bacia do Atlântico Leste 12.759,81 14.539,01 2.589,00 20,3% 17,8% Bacia do Rio Paraná 53.783,42 60.902,71 39.262,81 73,0% 64,5% Bacia do Rio Uruguai 11.664,16 12.815,86 2.859,59 24,5% 22,3% Bacia do Atlântico Sudeste 7.296,77 9.465,93 2.519,32 34,5% 26,6% Brasil 177.435,57 258.825,99 66.218,23 37,3% 25,6% Fonte: ANEEL e EB. Já de acordo com os dados divulgados pela ELETROBRÁS, relativos a janeiro de 2007, o potencial hidráulico brasileiro é de 246.135 MW, dos quais 172.439 MW já estavam inventariados na ocasião e 73.696 MW correspondem a potenciais estimados (6). Tal situação é registrada nas informações que integram a Tabela 3.3.f. Tabela 3.3.f Potencial hidrelétrico brasileiro – MW – Eletrobrás

Bacia Hidrográfica Estimado % Inventariado % Total %

Amazonas 57.937 78,6% 34.852 20,2% 92.789 37,7% Tocantins 1.974 2,7% 24.059 14,0% 26.033 10,6% Atlântico Leste 1.022 1,4% 1.853 1,1% 2.875 1,2% São Francisco 1.667 2,3% 23.558 13,7% 25.225 10,2% Atlântico Sudeste 1.489 2,0% 12.307 7,1% 13.796 5,6% Paraná 6.647 9,0% 55.461 32,2% 62.108 25,2% Uruguai 874 1,2% 12.674 7,3% 13.548 5,5% Atlântico Sul 2.086 2,8% 7.675 4,5% 9.761 4,0% 73.696 100,0% 172.439 100,0% 246.135 100,0% Fonte: ANEEL. Em termos de esgotamento dos potenciais hidrelétricos, a Tabela 3.3.g a seguir mostra (considerados os dados do SIPOT – jan/2007), que a bacia do rio Paraná já atingiu 66,5% e as bacias do rio Tocantins e do rio São Francisco já estão próximas de 50%.

6 SIPOT - Sistema de Informações do Potencial Hidrelétrico Brasileiro. Obs.: A ELETROBRÁS considera confidenciais os dados detalhados do SIPOT, divulgados somente na empresa e

para o MME.

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Tabela 3.3.g Níveis de esgotamento do potencial hidrelétrico brasileiro

Bacia Hidrográfica Potencial Total

MW (A)

Em construção MW (B)

Em operação MW (C)

Nível de esgotamento

(C+B) /A Amazonas 92.789 69 699 0,8% Tocantins 26.033 2.654 8.926 44,5% Atlântico Leste 2.875 - 233 8,1% São Francisco 25.225 - 10.395 41,2% Atlântico Sudeste 13.796 770 2.956 27,0% Paraná 62.108 1.835 39.467 66,5% Uruguai 13.548 1.599 2.981 33,8% Atlântico Sul 9.761 569 2.605 32,5% Total 246.135 7.497 68.263 30,8% Fonte: ANEEL. As informações apresentadas nas tabelas que caracterizam o perfil do potencial hidrelétrico brasileiro evidenciam a bacia do rio Amazonas como o maior potencial hidrelétrico (quase 40% do potencial total nacional). Conforme indicado na Tabela 3.3.g, apenas 0,8% do potencial encontra-se explorado. Complementarmente, dos 105.047,56 MW de potencial da bacia do rio Amazonas, devem ser destacadas as sub-bacias 17, 18 e 15 que, em conjunto, apresentam um potencial total de quase 80.000 MW, conforme ilustrado na Tabela 3.3.h. Tabela 3.3.h Potencial hidrelétrico brasileiro das principais sub-bacias

Sub-bacia Código Potencial total MW Rio Amazonas, Tapajós, Juruena e Outros 17 29.634,42 Rio Amazonas, Xingu, Iriri, Paru 18 27.734,92 Rio Amazonas, Madeira, Guaporé e Outros 15 21.647,25 Fonte: ANEEL. O potencial hidrelétrico da bacia Amazônica é discutido mais detalhadamente na seção a seguir. 3.3.1 O potencial hidrelétrico da Amazônia O crescimento e desenvolvimento de qualquer economia dependem da disponibilidade de energia. Os planos estratégicos de crescimento de qualquer país incluem sempre um importante capítulo dedicado a garantir uma oferta de energia ao menor custo possível.

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O alto percentual de oferta brasileira de energia de fontes renováveis decorre, em grande parte, do aproveitamento dos cursos d’água, ou seja, a geração de energia hidrelétrica. Ainda que o planejamento da expansão da geração de energia elétrica estabeleça uma crescente participação da geração termelétrica, é a energia dos potenciais hidrelétricos que continuará sendo objeto de aproveitamento e como suporte ao desenvolvimento econômico. Nesse contexto, o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – PDEE 2007/2016 prevê um crescimento da capacidade instalada de 77.278 MW em janeiro de 2007 para 109.058 MW em dezembro de 2008, ou seja, 31.780 MW. A evolução da participação das várias fontes está mostrada na Tabela 3.3.1.a, a seguir. Tabela 3.3.1.a Evolução da participação das várias fontes de geração

Participação no mercado Fontes jan/2007 dez/2016

Hidrelétrica 81,2% 75,4% PCH 2,9% 4,7% Gás Natural 9,4% 9,6% Nuclear 2,1% 2,3% Carvão 1,5% 2,8% Óleo Combustível 1,4% 1,2% Diesel 1,4% 1,4% Bagaço de cana 0,1% 2,3% Gás de Processo 0,0% 0,3% Total 100,0% 100,0% Fonte: ANEEL. Apesar de reduzir sua participação em termos relativos (Tabela 3.3.1.a), a geração hidrelétrica é a que deverá contribuir com o maior valor absoluto no aumento da capacidade instalada, com média de quase 2.000 MW de novas hidrelétricas por ano, conforme se pode ver na Tabela 3.3.1.b. Tabela 3.3.1.b Aumento da capacidade instalada – 2007/2016

Fontes Acréscimo (em MW) Participação (em %) Hidrelétrica 19.481 61,3% PCH 2.885 9,1% Gás Natural 3.205 10,1% Nuclear 885 2,8% Carvão 1.894 6,0% Óleo Combustível 227 0,7% Diesel 445 1,4% Bagaço de cana 2.431 7,6% Gás de Processo 327 1,0% Total 31.780 100,00% Fonte: ANEEL.

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A energia hidrelétrica, embora sua significativa participação na matriz energética, não corresponde ainda a um terço do potencial hídrico do Brasil. Em conseqüência, o país ainda dispõe de uma enorme possibilidade de geração de energia elétrica barata. No curto e no médio prazo, as demais alternativas de geração de energia elétrica não apresentam condições tecnológicas e de razoabilidade de custos para atender o acréscimo anual de demanda de energia elétrica. Estas novas fontes - gás natural, biomassa e eólica (além da nuclear) tendem a ampliar sua participação na matriz energética, mas o aumento deverá ser naturalmente lento. A energia elétrica proveniente de outras fontes (óleo, carvão, gás natural, nuclear, biomassa, eólica etc.) continuará tendo um papel complementar à energia hidráulica. Além do baixo custo da energia produzida, a exploração do potencial hídrico apresenta outras consideráveis vantagens: o alto índice de nacionalização obtido na sua implantação, com os equipamentos produzidos quase que integralmente pela indústria nacional. Os impactos ambientais, sociais e agrícolas que os reservatórios de água provocam têm sido minimizados mediante a utilização de novos critérios de dimensionamento das áreas alagadas, compatíveis com os novos princípios de desenvolvimento sustentável. Esgotados os significativos aproveitamentos hidrelétricos das regiões sudeste, nordeste e sul, restam nestas regiões aproveitamentos de menor capacidade e maiores custos que aqueles em operação (ainda que menores que os de fontes alternativas). Mesmo que estes aproveitamentos hidrelétricos sejam explorados, são insuficientes para atender o crescimento da demanda nacional. A fronteira da geração hidrelétrica já vem sendo expandida para a região centro-oeste e agora se torna imprescindível estendê-la para a Amazônia Ocidental, região em que, como já visto, existe um grande potencial a ser explorado. O potencial hidrelétrico da bacia do rio Amazonas, consideradas as várias sub-bacias, está mostrado é consolidado na Tabela 3.3.1.c. Tabela 3.3.1.c Potencial hidrelétrico das sub-bacias do rio Amazonas

Estimado Inventariado Total Sub-bacia Hidrográfica Código (MW) (MW) (MW)

Rio Solimões, Javari, Itaquaí 10 Rio Solimões, Içá, Jandiatuba e Outros 11 Rio Solimões, Juruá, Japurá e Outros 12 479,00 479,00 Rio Solimões, Purus, Coari e Outros 13 4.196,00 4.196,00 Rio Solimões, Negro, Branco e Outros 14 12.058,00 957,68 13.015,68 Rio Amazonas, Madeira, Guaporé e Outros 15 12.127,49 9.519,76 21.647,25 Rio Amazonas, Trombetas e Outros 16 752,00 6.248,30 7.000,30 Rio Amazonas, Tapajós, Juruena e Outros 17 28.230,00 1.404,42 29.634,42 Rio Amazonas, Xingu, Iriri, Paru 18 5.142,00 22.592,92 27.734,92 Rio Amazonas, Jari, Pará e Outros 19 1.180,00 160,00 1.340,00 Total 64.164,49 40.883,08 105.047,57 Fonte: ANEEL e ELETROBRÁS.

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A expansão da fronteira hidrelétrica em direção à região Amazônica pode ocorrer com significativos ganhos econômicos, em função da redução dos preços médios e do aumento da segurança energética. Além da busca da auto-suficiência energética do país, a priorização do aproveitamento do potencial hidrelétrico da Amazônia, com energia limpa e renovável, ampliará as possibilidades de integração energética com Venezuela, Bolívia, Colômbia e Peru. Nesse contexto, o “Plano Nacional de Energia 2030” do Governo Federal, divulgado em abril de 2006 define: • A expansão da oferta de energia elétrica no Brasil pode e deve seguir com predominância

da hidroeletricidade. • O aproveitamento do potencial hidráulico deve ser feito de forma social e ambientalmente

sustentável. • O aproveitamento do potencial hidráulico da Amazônia é fundamental para a expansão da

oferta de energia elétrica a longo prazo. • É necessário apurar as estimativas de custo do potencial a aproveitar. Além do AHE Santo Antônio e Jirau, amos no rio Madeira e já com processo de concessão concluído, o PDEE 2007/2016 prevê a construção de usinas nos rios Xingu, Juruena, Teles Pires e Tocantins (Tabela 3.3.1.d). Tabela 3.3.1.d Usinas previstas no PDEE 2007/2016

Usina Rio Potência – MW Belo Monte compl. Xingu 181,3 Juruena Juruela 46,0 Cachoeirão Juruena 64,0 Serra Quebrada Tocantins 1.328,0 Belo Monte Xingu 5.500,0 Tupiratins Tocantins 620,0 Sinop Teles Pires 461,1 Marabá Tocantins 2.160,0 São Manoel Teles Pires 746,0 Colíder Teles Pires 342,0* Magessi Teles Pires 53,0 Foz do Apiacás Teles Pires 275,0 Teles Pires Teles Pires 1.820,0 Tocantins Tocantins 480,0 Nota: *potência instalada prevista nos estudos de inventário. Os estudos de viabilidade concluíram que a potência instalada do AHE Colíder é de 300 MW. Importante destacar que as novas usinas hidrelétricas na Amazônia (a exemplo de outras no restante do país) estão sendo hoje projetadas de modo a buscar uma otimização ambiental ainda que em eventual prejuízo de uma otimização energética.

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Muitas das usinas construídas no passado estavam associadas a reservatórios com grandes volumes de água e grandes áreas inundadas, objetivando regularizações de vazões plurianuais. A otimização ambiental tem implicado, entre outras medidas, em construir as usinas com a menor área inundada possível, muitas delas inclusive a fio d'água, com pouca área inundada e sem capacidade de regularização das vazões. Assim é que o conjunto das usinas Santo Antônio (Rio Madeira), Jirau (Rio Madeira), Belo Monte (Rio Xingu), Teles Pires e São Manoel (Rio Teles Pires), com 20.197,4 MW a serem instalados inundará áreas que totalizam 1.147,7 km2, equivalente a 27,2% da área inundada por Sobradinho (1.050,3 MW) e a 51% da área inundada por Porto Primavera (1.540 MW). Esse conjunto de usinas é listado na Tabela 3.3.1.e. Na seqüência, a Tabela 3.3.1.f apresenta a relação entre a capacidade instalada (MW) e a área inundada (km2) de algumas usinas construídas no Brasil nas últimas décadas. Tabela 3.3.1.e Usinas Rios Madeira, Xingu e Teles Pires

Usina a construir Capacidade MW

Área Inundada km²

Santo Antônio (Madeira) 3.150,4 271,3 Jirau (Madeira) 3.300,0 258,0 Belo Monte (Xingu) 11.181,0 441,0 Teles Pires 1.820,0 123,4 São Manoel 746,0 53,0 Total 20.197,4 1.147,7 Tabela 3.3.1.f Relação entre a capacidade instalada (MW) e a área inundada (km2) de algumas usinas

Usina Capacidade MW

Área Inundada km² Capacidade / Área Inundada

Samuel 216,0 560,0 0,39 Balbina 250,0 2.360,0 0,11 Sobradinho 1.050,3 4.214,0 0,25 Três Marias 396,0 1.040,0 0,38 Bariri 140,8 310,0 0,45 Promissão 264,0 530,0 0,50 Porto Primavera 1.540,0 2.250,0 0,68 Furnas 1.216,0 1.440,0 0,84 Nova Avanhandava 347,4 210,0 1,65 Luiz Gonzaga 1.479,6 828,0 1,79 Mascarenhas de Moraes 476,0 250,0 1,90 Água Vermelha 1.396,2 647,0 2,16 Itumbiara 2.082,0 778,0 2,68 Ilha Solteira 3.444,0 1.195,0 2,88 Tucuruí 8.370,0 2.430,0 3,44 Fonte: Sítios das concessionárias na rede Internet.

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3.3.2 A bacia hidrográfica do rio Tapajós e o potencial inventariado do rio Teles Pires Como visto anteriormente, dentre as sub-bacias do rio Amazonas, a que apresenta o maior potencial hidrelétrico é a dos rios Tapajós, Juruena, Teles Pires e outros (sub-bacia 17), com um potencial total de 29.634,42 MW. A sub-bacia 17 é atualmente motivo de grande interesse em termos de estudos, devido o grande potencial acima apontado. Segundo a ANEEL, existiam em 31/12/2007, relativos à sub-bacia 17, quatro estudos, sendo dois apresentados na seqüência e dois nas Tabelas 3.3.2.a e 3.3.2.b: • Estudos de inventários hidrelétricos em elaboração com registros ativos:

• Rio Aruã; • Rio Aruri Grande; • Rio Mutuacá; • Rio Tapajós (a montante pela confluência dos Rios Juruena e Teles Pires e jusante pela

foz no Rio Amazonas e seu afluente Jamanxim); • Rio Teles Pires - Revisão (trecho entre a nascente e a cota 358,0 m); • Rio Verde – Revisão; • Rio Juruena.

• Estudos de inventários hidrelétricos em análise para aprovação:

• Rio Braço Sul, com 24,30 MW; • Rio Córrego Mutum - Revisão, com 9,20 MW; • Rio Ribeirão das Pombas, com 11,97 MW.

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Tabela 3.3.2.a Estudos de inventários hidrelétricos aprovados (de 1 MW até 30 MW) RIO Usina MW Arinos Distância 16,00 Arinos Serrinha 13,08 Parecis Martelo 12,50 Cravari Cedro 18,60 Cravari Mogno 17,50 Cravari Faveiro 29,70 Ponte de Pedra Diauarum 7,72 Ponte de Pedra Andorinha 13,80 Ponte de Pedra Garça 24,90 Formiga Formiga 3,40 Formiga Campos de Júlio 3,30 Formiga Ilhotas 4,90 Formiga Nordeste 4,40 Juína Juína I 3,50 Juruena Travessão 6,50 Juruena Cristalina 7,00 Ribeirão Água Verde Ribeirão Água Verde 1 5,35 Ribeirão Água Verde Ribeirão Água Verde 2 4,60 Ribeirão Água Verde Ribeirão Água Verde 3 4,30 Ribeirão Água Verde Ribeirão Água Verde 4 4,75 Ribeirão Buritizal Buritizal I 1,90 Ribeirão Buritizal Buritizal II 4,85 Ribeirão Buritizal Buritizal III 3,00 Ribeirão Lagoa Rasa Lagoa Rasa 2,10 Ribeirão Santo Antônio Santo Antônio I 1,15 Ribeirão Santo Antônio Santo Antônio II 5,45 Ribeirão Santo Antônio Santo Antônio III 1,75 Ribeirão Santo Antônio Santo Antônio IV 3,20 Ribeirão Santo Antônio Santo Antônio V 1,30 Sacre (Trecho) Sacre 3 16,84 Sacre (Trecho) Sacre 4 24,40 Sacre (Trecho) Sacre 5 25,60 Verde Ilha Pequena 11,00 Tabela 3.3.2.b Estudos de inventários hidrelétricos aprovados (acima de 30 MW)

Rio Usina MW Arinos Barra do Claro 61,00 do Sangue Paiaguá 35,20 do Sangue Parecis 74,50 do Sangue Roncador 134,00 do Sangue Kabiara 241,20 do Sangue Cinta Larga 193,70

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Em julho de 2007 a ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica aprovou o inventário do Rio Teles Pires, com o qual foram identificados seis aproveitamentos hidrelétricos, totalizando 3.697 MW de capacidade a instalar: • UHE Magessi, com 53 MW; • UHE Sinop, com 461 MW; • UHE Colíder, com 342 MW; • UHE Teles Pires, com 1.820 MW; • UHE São Manoel, com 746 MW; • UHE Foz do Apiacás, com 275 MW. Conforme a ANEEL, esse foi o maior inventário de um rio aprovado nos últimos quatro anos. As usinas do rio Teles Pires, juntamente com as dos rios Madeira e Xingu devem assumir extraordinário papel no atendimento da expansão da oferta de energia elétrica. Aprovado o Inventário do Rio Teles Pires, o próximo passo é a elaboração dos estudos de viabilidade das usinas. Todas as usinas no rio Teles Pires (inclusive foz do rio Apiacás) estão com previsão de final dos estudos de viabilidade técnica, econômica e sócio-ambiental ainda em 2008. Como já foi dito, a relação entre a capacidade instalada (MW) e a área inundada (km2) do conjunto de usinas hidrelétricas do rio Teles Pires é de 4,94, com índice superior a 14 para as maiores usinas, como se pode ver na Tabela 3.3.2.c. Tabela 3.3.2.c Relação entre capacidade instalada e a área inundada – Rio Teles Pires

Usina Capacidade MW

Área Inundada km²

Capacidade / Área Inundada

Magessi 53,0 60,0 0,88 Sinop 461,0 329,6 1,40 Colíder 342,0* 123,3* 2,77* Teles Pires 1.820,0 123,4 14,75 São Manoel 746,0 53,0 14,08 Foz do Apiacás 275,0 59,5 4,62

Total 3.697,0 748,8 4,94 Nota: *Informações constantes nos estudos de inventário da bacia do rio Teles Pires. Os estudos de viabilidade indicaram concluíram que a potencia instalada do AHE Colíder é 300 MW, área do reservatório de 168 km2 e área inundada de 143,5 km2.

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3.4 A Amazônia e os Planos Decenais de Expansão de Energia Elétrica Em 2006 o Governo Federal, através do Ministério de Minas e Energia, divulgou o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – PDEE 2006/2015, elaborado pela EPE - Empresa de Pesquisa Energética. O Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016 prevê a aplicação de R$ 133,6 bilhões em projetos de geração. O PDEE 2007/2016 informa (Tabela 3.4.a) sobre sete empreendimentos cujos estudos de viabilidade estavam em fase de aprovação pela ANEEL, totalizando quase 20 GW de capacidade instalada. Tabela 3.4.a Estudos de viabilidade que estavam em fase de aprovação

Usina Rio Potência (MW)

Belo Monte Xingu 11.182,0 Jirau Madeira 3.300,0 Tupiratins Tocantins 620,0 Serra Quebrada Tocantins 1.328,0 Mirador Tocantinzinho 80,0 Telêmaco Borba Tibagi 120,0

Total 16.630,0 O PDEE 2007/2016 também definiu vários estudos de inventários a serem desenvolvidos prioritariamente pela EPE, como indicado na Tabela 3.4.b. Tabela 3.4.b Bacias Hidrográficas priorizadas para estudos de inventário

Bacia Potência (MW)

Branco 2.000 Trombetas 3.000 Aripuanã 3.000 Jarí 1.100 Sucunduri 650 Juruena 5.000 Total 14.750 No PDEE 2006/2015 a referência às usinas do rio Teles Pires foi relativa à intenção de desenvolver os estudos de viabilidade técnica, econômica e socioambiental de empreendimentos que totalizavam uma capacidade instalada de 3.236 MW.

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Com a conclusão altamente satisfatória do inventário do potencial hidrelétrico do rio Teles Pires, o PDEE 2007/2016 deu alto destaque para as usinas que resultaram do referido estudo. O PDEE 2007/2016 informa a realização pela EPE dos estudos de viabilidade técnica, econômica e sócio-ambiental dos seguintes empreendimentos, de modo a permitir que seus contratos de concessão sejam levados a leilão. No curso principal do rio Teles Pires são previstos os seguintes aproveitamentos: • Colíder – 342 MW; • Magessi – 53 MW; • São Manoel – 746 MW; • Sinop – 461 MW; • Teles Pires – 1.820 MW; • No Rio Apiacás: Foz do Apiacás, de 275 MW. No conjunto, estes empreendimentos totalizam 3.697 MW de capacidade instalada e estão considerados no horizonte do referido Plano Decenal, o qual prevê a entrada em operação destas usinas entre 2014 e 2015, como se observa Tabela 3.4.c. Tabela 3.4.c PDEE 2007/2016 - entrada em operação de AHE´s no Rio Teles Pires

Aproveitamento Potência (MW) Data para Operação Sinop 461,10 jul/2014 São Manoel 746,00 jan/2015 Colíder 342,00 fev/2015 Magessi 53,00 abr/2015 Foz Do Apiacás 275,00 abr/2015 Teles Pires 1.820,00 set/2015 Fonte: PDEE 2007/2016.

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4.0 Análise de Alternativas de Aproveitamento 4.1 Aspectos Gerais Tendo em vista a crescente demanda e a evidente necessidade de ampliação da produção de energia elétrica, o presente capítulo consolida a análise que norteou a proposta de aproveitamento hidrelétrico do rio Teles Pires, cujo trecho é definido a montante por suas nascentes, no município de Nova Brasilândia, e a jusante pela confluência com o rio Juruena, no local em que ambos os rios formam o rio Tapajós. Esse trecho totaliza uma extensão de aproximadamente 1.640 quilômetros e uma queda de 700 metros. Todavia, apenas o trecho compreendido entre as suas nascentes e a foz do rio São Benedito (tributário da margem direita do rio Teles Pires) integrou o objeto dos estudos de inventário, correspondendo, desse modo, ao trecho de aproximadamente 1.353 quilômetros do rio em que foram estudadas alternativas de aproveitamento hidrelétrico. Nesse segmento do rio Teles Pires, considerando estratégias diferenciadas de partição de queda, foram identificados cenários de aproveitamento hidroenergético do rio, cuja análise comparativa indicou a alternativa de melhor relação custo–benefício sob a ótica sócio-ambiental. Desta forma, este Capítulo atende às exigências explicitadas no Termo de Referência emitido pela Secretaria do Meio Ambiente de Mato Grosso – SEMA para a elaboração do EIA/RIMA do aproveitamento hidrelétrico Colíder, no rio Teles Pires, e também estabelecidas na legislação ambiental em vigor, em particular na Resolução CONAMA No 1/1986. Na prática, a análise de alternativas apresentada neste capítulo objetiva trazer as variáveis ambientais para o interior do processo de planejamento do aproveitamento hidrelétrico Colíder, dando-lhes maior peso no processo de seleção de alternativas de partição de queda. As informações utilizadas e citadas foram obtidas no Estudo de Inventário Hidrelétrico do rio Teles Pires elaborado pela Engevix Engenharia S/A sob coordenação das empresas Eletronorte, Furnas e Eletrobras. Esses estudos foram concluídos em 2005. Cumpre registrar que os estudos de viabilidade do AHE Colíder conduzidos pela PCE Projetos e Consultorias de Engenharia concluídos em dezembro de 2008, mediante o detalhamento dos estudos de engenharia do aproveitamento, indicaram modificações quanto aos aspectos energéticos previstos no inventário. Embora tenha sido mantido o eixo dos estudos de inventário, a potência instalada indicada nos estudos de viabilidade é de 300 MW, enquanto a prevista no inventário era de 342 MW. Os estudos da PCE indicaram também um reservatório com dimensões diferentes, que variou de 123 km2 no inventário para 168 km2 na fase de estudos de viabilidade.

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Embora se reconheça o peso das modificações promovidas, a análise geral de alternativas consolidada no presente capítulo tem como referência os estudos de inventário, os quais propuseram a partição de queda do rio Teles Pires aprovada pela ANEEL em 2006, da qual o AHE Colíder é parte integrante. Os desenhos citados nas próximas seções integram o Estudo de Inventário e encontram-se reproduzidos no Anexo 1 do presente Estudo de Impacto Ambiental. Cumpre por fim registrar que a localização dos trechos de aproveitamento, bem como a localização dos barramentos estudados e propostos, tem como referência o perfil longitudinal do rio, considerado de jusante para montante a partir do km 0, correspondente ao ponto situado na foz do rio Teles Pires, no rio Tapajós. 4.2 Antecedentes dos Estudos Energéticos na Bacia do rio Teles Pires No âmbito dos Estudos de Inventário da Bacia do rio Tapajós, contratados pela Eletronorte, a bacia do rio Teles Pires foi estudada para fins de aproveitamento hidrelétrico entre 1986 e 1991. Tais estudos foram conduzidos pela Internacional de Engenharia S.A. (IESA), tendo sido paralisados em 1991. Embora não tenham sido concluídos, os estudos sob responsabilidade da IESA indicaram, para o rio Teles Pires, um total de 7 pontos potencialmente barráveis no trecho médio deste curso d’água, entre o seu km 285, a jusante da foz do rio Apiacás (afluente da margem esquerda), e o km 800. Desse total de 7 pontos de aproveitamento hidrelétrico, 2 foram descartados pelos estudos em função da proximidade e de interferências dos aproveitamentos com as Terras Indígenas Munduruku e Kayabi, situadas no baixo curso do rio, entre a sua foz, no rio Tapajós, e o rio São Benedito, no km 275. Esse trecho de interesse apresenta uma queda bruta total de 163 m, entre as cotas 300,00 m e 137,00 m, e potência estimada, na ocasião, em 3.000 MW, aproximadamente. Considerando o descarte dos aproveitamentos mais a jusante por interferirem com áreas indígenas, foram formuladas 5 (cinco) alternativas de partição da queda disponíveis no trecho. A Tabela 4.2.a sintetiza os principais elementos das alternativas de divisão da queda contempladas nos estudos da IESA.

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Tabela 4.2.a Alternativas de partição de queda (Eletronorte/IESA – 1986 a 1991)

EIXO-TPR Área

drenagem Q

mlt NA

mont NA jus

H b A res V res Pot.

firme Pot. Inst.

Indice Amb. ALT.

km (km²) (m³/s) (m) (m) (m) (km²) (km3) (MW) (MW) (ha/MW)

285 107.664 2.685 227 137 90 2.580 100,8 1.208 2.416 107

420 79.701 1.922 247 227 20 2.600 17,33 192 384 677 A

680 41.508 943 300 247 53 841 14,87 250 500 168

Total 163 6.021 133 1.650 3.300 182

285 107.664 2.685 207 137 70 1.300 30,33 990 1.980 66

340 88.000 2.000 227 207 20 645 4,3 200 400 161

420 79.701 1.922 247 227 20 2.600 17,33 192 384 677 B

680 41.508 943 300 247 53 841 14,86 250 500 168

Total 163 5.386 66,82 1.632 3.264 185

285 107.664 2.685 167 137 30 440 1,63 403 806 55

340/312 88.000 2.000 227 167 60 645 4,3 600 1.200 54

420 79.701 1.922 247 227 20 2.600 17,33 192 384 677 C

680 41.508 943 300 247 53 841 14,86 250 500 168

Total 163 4.526 38,12 1.445 2.890 157

285 107.664 2.685 227 137 90 2.580 100,8 1.208 2.416 107

420 79.701 1.922 247 227 20 2.600 17,33 192 384 677

680 41.508 943 272 247 25 210 1,75 118 236 89 D

775 37.983 878 300 272 28 347 3,24 123 246 141

Total 163 5.737 123,12 1.641 3.282 175

285 107.664 2.685 207 137 70 1.300 30,33 990 1.980 66

340 88.000 2.000 227 207 20 645 4,3 200 400 161

420 79.701 1.922 247 227 20 2.600 17,33 192 384 677

680 41.508 943 272 247 25 210 1,75 118 236 89

E

775 37.983 878 300 272 28 347 3,24 123 246 157

Total 163 5.102 56,95 1.623 3.246 148

285 107.664 2.685 167 137 30 440 1,63 403 806 55

340/312 88.000 2.000 227 167 60 645 4,3 600 1.200 54

420 79.701 1.922 247 227 20 2.600 17,33 192 384 677

680 41.508 943 272 247 25 210 1,75 118 236 89

F

775 37.983 878 300 272 28 347 3,24 123 246 157

Total 163 4.242 28,25 1.436 2.872 148 Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005). Verifica-se que as alternativas de partição de queda foram formuladas mediante diferentes composições e arranjos dos aproveitamentos identificados, denominados TPR-285, TPR-340/312, TPR-420, TPR-680 e TPR-775.

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As informações constantes na Tabela 4.2.a evidenciam importantes variações quanto aos reservatórios, altura de barragens e potências dos aproveitamentos hidrelétricos estudados nas cinco alternativas. Embora os estudos não tenham sido concluídos, os levantamentos e proposições registrados nos relatórios da Eletronorte/IESA subsidiaram a retomada dos estudos para o aproveitamento hidroenergético do rio Teles Pires, iniciada em 2003 a partir da contratação da empresa Engevix Engenharia S.A. Os resultados dos novos estudos são analisados nas subseções a seguir. 4.3 Diretrizes Ambientais Básicas Algumas diretrizes ambientais básicas foram estabelecidas na continuidade dos estudos ambientais e de engenharia para o aproveitamento hidrelétrico do alto e médio rio Teles Pires. Os principais condicionantes considerados são listados e discutidos a seguir: • Definição do trecho de aproveitamento em relação a Terras Indígenas e Unidades de

Conservação; • Opção preferencial por aproveitamentos hidrelétricos a fio d’água em detrimento dos

aproveitamentos com reservatórios de acumulação; • Opção pelo aproveitamento de trechos de quedas concentradas, minimizando interferência

e impactos em trechos em que o rio apresenta declividades baixas, vales abertos e/ou planícies fluviais amplas.

Inicialmente, no que se refere a localização e abrangência de terras indígenas e áreas de interesse ambiental protegidas pela legislação em vigor, como registrado anteriormente, a bacia do rio Teles Pires conta com espaços territoriais enquadrados em tais situações. É o caso da Terra Indígena Bakairi e da Terra Indígena Santana, situadas no alto curso, da RPPN Cristalino e do Parque Estadual Paranaíta, situados no médio curso, e da Reserva Florestal Mundurucânia, da Terra Indígena Kayabi e da Terra Indígena Munduruku, situadas no baixo curso, a jusante da foz do rio São Benedito. Considerando a localização das áreas citadas, para fins de aproveitamento energético, os estudos consideram o trecho do rio Teles Pires situado a montante do rio São Benedito, o que garante um distanciamento mínimo de 10 (dez) quilômetros dos limites da área protegida mais próxima, no caso a Terra Indígena Kayabi. Tendo em vista tal diretriz, já considerada anteriormente nos estudos da Eletronorte/IESA, trechos com quedas concentradas, favoráveis ao aproveitamento hidrelétrico, foram excluídos do trecho objeto da continuidade dos estudos de inventário. O mesmo se aplica ao rio Cristalino, em função da criação do Parque Estadual do Cristalino, enquadrado como Unidade de Conservação de Proteção Integral.

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A segunda diretriz especificada, relativa à opção preferencial por aproveitamentos hidrelétricos a fio d’água em detrimento dos aproveitamentos com reservatórios de acumulação, apresenta-se, no caso do alto e médio rio Teles Pires, como opção de exploração hidroenergética menos impactante que alternativas formuladas a partir de barramentos de grande altura e com extensos reservatórios de acumulação, especialmente se considerados os impactos sobre a infra-estrutura viária regional e sobre os ecossistemas aquáticos e terrestres. Nessa perspectiva insere-se ainda a diretriz de aproveitamento hidrelétrico dos trechos de quedas concentradas, promovendo o aproveitamento do desnível do rio em detrimento da formação de reservatórios de acumulação. Assim, tendo por base as características geomorfológicas da área drenada pelo rio Teles Pires, e particularmente observadas ao longo do seu vale, que embora encaixado, com trechos de encostas com alta declividade, apresenta desníveis relativamente baixos em muitos segmentos, o que condiciona a implantação de aproveitamentos hidrelétricos com barragens de pequena a média altura. Em todo caso, o rio apresenta pontos potenciais para aproveitamentos com barragens mais altas, inclusive no setor mais a jusante do trecho estudado, onde, em razão da ampliação da área de drenagem e das vazões, o aproveitamento poderia contar com maior potência instalada. Nessa perspectiva, é oportuno também ressaltar a importância da possibilidade de aproveitamento integral da totalidade da queda disponível no trecho ora delimitado. No caso específico do rio Teles Pires, em função dos extensos trechos com declividades baixas, a possibilidade de aproveitamento integral da queda, sem manutenção de trechos naturais não represados entre aproveitamentos, mostra-se uma opção de aproveitamento hidrelétrico significativamente mais impactante sob o aspecto ambiental em função do grande porte dos reservatórios e, por conseguinte, das grandes áreas inundadas. A Figura 4.3.a ilustra o perfil longitudinal do rio Teles Pires e indica a compartimentação do desse rio em três segmentos, denominados baixo, médio e alto curso. É indicada também a localização das corredeiras que ocorrem associadas a trechos de queda concentrada.

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Figura 4.3.a Perfil longitudinal do rio Teles Pires

Alto curso Médio curso Baixo curso Fonte: Figura compilada dos Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do Rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobras, 2005). De fato, verifica-se a ocorrência de trechos com quedas concentradas, caracterizados pela presença de extensas corredeiras (localmente denominadas cachoeiras), intercalados a trechos com gradientes menos acentuados, sendo que alguns são caracterizados por uma morfologia fluvial associada à ocorrência de planícies e terraços fluviais. Como indicado no perfil da Figura 4.3.a, os trechos com quedas concentradas podem ser assim individualizados: • km 162 ao km 190 (baixo curso), onde o rio assume um gradiente aproximado de

0,731 m/km, passando por uma região de corredeiras conhecidas como cachoeira do Morango, salto de Sete Quedas e a cachoeira Rasteira;

• km 290 ao km 360 (médio curso), em trecho a montante da foz do rio São Benedito, onde a declividade média é da ordem de 1,106 m/km, englobando trecho de corredeiras onde se situam as cachoeiras da Perdição, Capitão Fogo, Capitão Felipe, Vileroy e Sete Quedas;

• km 680 ao km 850 (médio curso), em que a declividade é da ordem de 0,313 m/km, englobando as cachoeiras da Emboscada, Celitas, Três Corações, Curupi e Treze de Maio;

• km 1.200 ao km 1.230 (alto curso), que corresponde ao trecho de ocorrência da cachoeira Sobradinho e do salto Magessi.

Desses trechos de quedas concentradas, o primeiro, compreendido entre o km 162 e o km 190, está situado junto aos limites das Terras Indígenas Munduruku e Kayabi, o que inviabiliza o seu aproveitamento hidrelétrico.

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A montante do trecho delimitado entre o km 290 e o km 360, o rio caracteriza-se por gradientes próximos a 0,099 m/km, com presença de ilhas fluviais, por um vale amplo e plano, bem como pela contribuição dos Rios Cristalino e Peixoto de Azevedo, ambos pela margem direita. No que se refere a opção por aproveitamentos hidrelétricos a fio d’água, como registrado anteriormente, os próprios atributos geomorfológicos do vale do rio Teles Pires condicionam ao aproveitamento hidrelétrico através de barramentos de pequena a média altura e reservatórios a fio d’água. Há também que se ressaltar os condicionantes geológicos, definidos pela ocorrência de formações areníticas que, em muitos casos, podem restringir a implantação de barramentos altos e implicar em intervenções mais complexas e mais vultuosas financeiramente em função de adversidades construtivas. Ainda nesse contexto geológico, a operação do reservatório, a depender do deplecionamento previsto, pode ainda favorecer a instabilidade de encostas pela exposição da superfície durante o início das chuvas e também pelo embate de ondas. Outro aspecto digno de comentário vincula-se ao fato de que o maior volume de acumulação implica em profundidades médias maiores e também em maior tempo de residência. Ambos os fatores podem favorecer o desenvolvimento de processos de eutrofização. Já os aproveitamentos a fio d’água apresentam normalmente reservatórios com profundidades médias reduzidas pequenos tempos de residência. Nessa perspectiva, o ambiente formado a partir de reservatórios que resultam de aproveitamentos a fio d’água muitas das vezes não pode ser enquadrado como ambiente lêntico ou lótico, apresentando características de uma condição intermediária entre as duas situações. A virtual ausência de impactos no regime hidrológico a jusante dos aproveitamentos hidrelétricos a fio d’água é também outro aspecto ambiental relevante quando é realizada uma comparação entre os mesmos e aqueles com reservatórios de acumulação. Reconhecidamente, nos aproveitamentos hidrelétricos com reservatórios de acumulação, as vazões a jusante são reduzidas nos meses que as vazões naturais são maiores. É o que ocorre durante o período chuvoso, quando, em razão da ampliação natural das vazões a montante do reservatório, as vazões a jusante são reduzidas de forma a garantir a reservação de água para geração de energia durante o período seco. Nesse sentido, durante os meses de estiagem, as vazões de jusante são maiores se comparadas às vazões naturais que caracterizam o regime fluviométrico local. Desta forma, altera-se o regime hidrológico de jusante, reduzindo-se a extensão das várzeas e planícies sazonalmente inundáveis, assim como a extensão das áreas de planície que secam durante os meses de estiagem. Tais alterações tendem a afetar lagoas marginais e outras áreas importantes para a reprodução da ictiofauna, e podem afetar o equilíbrio das comunidades aquáticas de uma maneira geral.

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Em contraste, no caso de aproveitamentos que operam a fio d’água, o nível operacional do reservatório é praticamente constante. Quando a vazão afluente é maior que a vazão turbinada máxima, o excedente passa pelo vertedouro, não sendo acumulado no reservatório. Desta forma, não há nenhuma alteração no regime hidrológico a jusante do barramento e impactos típicos de aproveitamentos hidrelétricos com acumulação. A única situação em que aproveitamentos a fio d’água geram alterações permanentes no regime hidrológico de jusante é observada nos casos em que o arranjo contempla a implantação de circuito de adução em derivação. Neste tipo de aproveitamento hidrelétrico, a casa de força não é implantada ao pé da barragem, mas em algum ponto a jusante da mesma e a jusante de um trecho de rio com queda concentrada. A partir do local do barramento, as vazões a serem turbinadas na casa de força são conduzidas para um canal de derivação, que as transporta com declividade mínima até um ponto onde as mesmas entram em conduto forçado e descem até as turbinas, aproveitando, desta forma, a queda concentrada do rio a jusante do barramento. Nessa configuração de aproveitamento hidrelétrico, o trecho do rio entre o barramento e o canal de fuga da casa de força tem sua vazão reduzida. Trata-se de impacto cuja intensidade depende da vazão mínima a ser estipulada para o trecho afetado (“vazão ecológica”), cujo dimensionamento é proposto caso a caso, com base nos estudos ambientais. A jusante do canal de fuga da casa de força, as vazões no rio voltam a ser as naturais, inexistindo qualquer alteração do regime hidrológico a partir desse ponto. Pelas razões expostas acima, as alternativas de partição de quedas contempladas consideraram a proposição de aproveitamentos a fio d’água. A lógica econômica para a implantação de aproveitamentos com reservatório de acumulação, que diz respeito à regularização intra-anual de vazões com alto grau de oscilação sazonal, se aplica ao caso do rio Teles Pires, já que as vazões médias de longo termo (QMLT) verificadas nesse curso d’água são significativamente inferiores às vazões máximas calculadas. Em síntese, tendo em vista os aspectos expostos, o trecho selecionado para o estudo de partição de quedas compreende o segmento delimitado a jusante pelo rio São Benedito e a montante pelas cabeceiras do rio Teles Pires. Dentro desse segmento, com base nas variações no perfil longitudinal e nas características morfológicas do vale, foi priorizado o aproveitamento dos trechos com quedas concentradas, em detrimento dos trechos em que o perfil longitudinal apresenta gradientes suaves e vales abertos. Complementarmente, depreende-se que os impactos ambientais associados a hidrelétricas a fio d’água, da forma em que poderão ocorrer na bacia do Alto e Médio Teles Pires, são significativamente menores do que os que poderiam ser esperados nos casos de aproveitamentos com reservatórios de acumulação.

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4.4 Identificação de Pontos Potencialmente Barráveis No inventário hidrelétrico da bacia do rio Teles Pires a identificação dos sítios favoráveis a implantação de aproveitamentos hidrelétricos ocorreu mediante o atendimento às diretrizes estabelecidas na Seção 4.3. Tal seleção foi norteada pela análise dos aspectos e condicionantes fisiográficos, de engenharia e ambientais, o que inclui necessariamente o atendimento às já citadas diretrizes. Entre os chamados condicionantes fisiográficos estão incluídos os aspectos relativos à dinâmica hidrológica, às características da geometria fluvial, à ocorrência de trechos com quedas concentradas e à constituição geológica e morfológica do vale. No caso específico das características do canal fluvial, como registrado anteriormente, a ocorrência de quedas concentradas (cachoeiras e corredeiras) é particularmente um fator relevante na seleção de pontos potenciais para aproveitamento hidrelétrico. Nos locais com tal característica, o aproveitamento da queda ou do desnível entre o barramento, implantado a montante da cachoeira, e a casa de força, posicionada estrategicamente a jusante da queda concentrada, é habitualmente o fator norteador da configuração do arranjo, objetivando a otimização do potencial energético. Complementarmente, cumpre registrar que o processo de identificação de pontos barráveis partiu da referência correspondente aos estudos desenvolvidos pela IESA entre 1986 e 1991, mais especificamente da Alternativa F, composta por 5 aproveitamentos: TPR-285, TPR-340/312, TPR-420, TPR-680 e TPR-775 (Tabela 4.2.a - Seção 4.2). Na continuidade dos estudos, já sob responsabilidade da Engevix e coordenação das empresas Eletronorte, Furnas e Eletrobras, além dos eixos identificados na Alternativa F dos estudos anteriores da IESA, foram identificados os eixos TPR-329 e TPR-530 no médio Teles Pires e o TPR-1230 no trecho superior do rio, próximo ao Salto Magessi. Nos afluentes do rio Teles Pires foram identificados pontos barráveis no rio Apiacás, os quais foram denominados de eixos API-006 e API-014. Como alternativa ao eixo TPR-285, previsto na Alternativa F dos estudos Eletronorte/IESA, foi identificado o TPR-287, posicionado a montante da foz do rio Apiacás (margem esquerda do rio Teles Pires) e mais distante do limite da Terra Indígena Kayabi. Com base nas descrições constantes no Inventário Hidrelétrico da Bacia do Rio Teles Pires (ENGEVIX-ELETRONORTE/FURNAS/ELETROBRAS, 2005), as principais características fisiográficas dos 10 (dez) eixos identificados são descritas a seguir;

Eixo TPR-285 Trata-se de ponto localizado em um trecho onde o rio Teles Pires apresenta-se fortemente encaixado, correndo em estreito canal, situado a aproximadamente 800 m a jusante da foz do rio Apiacás.

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No trecho logo a jusante do eixo, onde a declividade ainda é elevada e o substrato rochoso é constituído por arenito, a vegetação diminui de porte mostrando-se menos densa. Eixo TPR-287 O eixo do aproveitamento TPR-287 está localizado a aproximadamente 1.200 m a montante da foz do rio Apiacás. Nesse trecho, o rio Teles Pires desenvolve-se em um amplo vale, correndo através de canais e fortes corredeiras que contornam grande número de ilhas e ilhotas rochosas. Em termos morfológicos, a região do aproveitamento está caracterizada por um vale aberto e assimétrico. Neste trecho, a calha do rio desenvolve-se através de diversos canais, com o principal situado à esquerda no vale e limitado, nesta margem, por vertentes com declividade alta chegando até junto da linha d’água. Eixo TPR-329 Este aproveitamento está localizado no limite a jusante de uma seqüência de corredeiras e cachoeiras conhecidas localmente como Sete Quedas. A morfologia desta área mostra dois segmentos distintos. A montante do eixo esta área se apresenta na forma de um vale estreito e retilíneo, com perfil de um “V” fechado e levemente assimétrico, com vertentes de alta declividade que se mostram mais acentuadas na margem direita, com o rio correndo em um canal estreito e fortemente encaixado. A jusante, as encostas da margem esquerda permanecem com a mesma configuração, enquanto na margem direita observa-se um recuo da escarpa com a suavização das vertentes próximas à margem, resultando em um vale mais aberto e fortemente assimétrico, com alargamento da calha do rio. Eixo TPR-340 Este aproveitamento está localizado em um trecho de remanso do rio Teles Pires, imediatamente a montante da foz do rio Paranaíta. Em termos morfológicos, a região do aproveitamento é caracterizada por um vale aberto e assimétrico. Neste trecho, a calha do rio desenvolve-se em uma espécie de canal limitado em suas margens por vertentes com declividade alta a média e, a partir deste ponto, segue-se, na margem esquerda, uma rampa com declividade baixa e constante. Já na margem direita, acompanhando os contornos do rio, segue-se uma extensa área de relevo aplainado e/ou com declividade muito baixa, com formação localizada de brejos, limitada a NW por terrenos com alta declividade e por vezes escarpados. Considera-se esta conformação como resultante das diferenças litológicas e condicionantes tectônicos. Eixo TPR-530 Este aproveitamento está localizado cerca de 3,0 km a montante da foz do rio Peixoto de Azevedo, na margem direita do rio Teles Pires, e a 2,8 km a jusante do porto de balsa da Indeco, Rodovia MT-208. Este segmento do rio desenvolve-se em um vale muito amplo e com topografia arrasada, apresentando extensas áreas de planície de inundação em ambas as margens.

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Eixo TPR-680 Este aproveitamento está localizado em um trecho de remanso do rio Teles Pires, a aproximadamente 1,5 km a jusante de um ponto do rio conhecido localmente por Estreito. A morfologia da região mostra um vale amplo, com vertentes de baixa declividade e amplas áreas de terrenos aplainados que, em alguns casos, compõem a planície de inundação do rio. Na área do barramento, destaca-se uma feição topograficamente elevada, em forma de crista transversal ao rio. Eixo TPR-775 Este aproveitamento está situado em um trecho de fortes corredeiras do rio Teles Pires, a aproximadamente 1 km a jusante da cachoeira Três Corações. Morfologicamente, a região do barramento é caracterizada pela presença de uma grande elevação, na forma de uma crista alongada cortando transversalmente o rio, com orientação aproximada segundo a direção E-W, inflectindo para NW na margem esquerda. Esta estrutura mostra-se como um ressalto na topografia local, pois, tanto para montante quanto para jusante do eixo, o vale é muito aberto e as vertentes são de baixa declividade, tendendo muitas vezes a aplainadas. Eixo TPR-1230 O TPR-1230 é o aproveitamento situado mais a montante no estudo de inventário do rio Teles Pires, estando localizado imediatamente a montante do Salto Magessi. A região do Salto Magessi apresenta um relevo formado por planaltos tabulares, com bordas escarpadas que delimitam um amplo vale de fundo plano. A montante do salto, as encostas mostram vertentes formadas por extensas e contínuas rampas de baixa declividade. Para jusante, a calha do rio desenvolve-se em um canal, onde as suas margens são delimitadas por taludes que apresentam alturas da ordem de 10 m e declividades de média a alta. Eixo API-006 O aproveitamento API-006 tem seu eixo localizado imediatamente a jusante de um extenso trecho de corredeiras levemente encachoeirado e a uma distância aproximada de 6 km a montante da foz do rio Apiacás junto ao rio Teles Pires. Morfologicamente, o local do barramento pode ser caracterizado como um vale estreito e encaixado. Em ambas as margens as vertentes são íngremes; no entanto, na ombreira esquerda há uma elevação alongada segundo a direção do rio, a declividade é muito alta até atingir um trecho escarpado próximo ao topo da encosta, onde o terreno tende a aplainar, conferindo uma forma tabular ao relevo.

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Eixo API-014 Este aproveitamento está localizado em um trecho do rio Apiacás limitado a montante pela corredeira do Xexéu e a jusante pela cachoeira da Fumaça. A morfologia da região do aproveitamento é caracterizada por um vale aberto com o fundo aplainado, apresentando encostas com vertentes de declividade média a alta, cujos sopés encontram-se um pouco afastados das margens. Neste segmento, o rio desenvolve-se por meio de uma sucessão de corredeiras e pequenos saltos, os quais são intercalados por trechos curtos de remanso, com sua calha espraiada, e localmente limitada por barrancos com altura máxima de 2,0 m acima do N.A.

4.5 Construção de Cenários Alternativos Tendo como ponto de partida o trecho aproveitável do rio Teles Pires e os dez pontos barráveis identificados, procedeu-se a construção de alternativas de partição de queda. Embora constituam um aproveitamento em cascata, nenhuma das alternativas contempla o aproveitamento integral da queda no trecho estudado, de forma que em todos os cenários são mantidos trechos preservados do rio, os quais sempre se posicionam entre o remanso do reservatório, a jusante, e o barramento do aproveitamento logo a montante. Tal preservação ocorre fundamentalmente em função da baixa declividade do canal fluvial e da configuração aberta do vale. Como analisado anteriormente, o aproveitamento hidroenergético do rio, nessa condição, exigiria a implantação de aproveitamentos com arranjos adaptados à configuração morfológica, notadamente mediante a implantação de barramentos altos, com evidentes conseqüências e impactos ambientais em função dos amplos reservatórios decorrentes dos aproveitamentos. Considerando os dez pontos barráveis identificados, foram construídas quatro alternativas de partição de queda, denominadas alternativas A, B, C e D. As Tabelas 4.5.a e 4.5.b consolidam as principais características das alternativas de partição de queda estudadas. Os desenhos relacionados a seguir, apresentados no Anexo 1, representam em planta em perfil os cenários de divisão de queda formulados nos estudos de inventário (ENGEVIX-ELETRONORTE/FURNAS/ELETROBRAS, 2005). • Alternativa A: 8725/00-30-DE-1003-0, 8725/00-30-DE-1004-0 • Alternativa B: 8725/00-30-DE-1005-0, 8725/00-30-DE-1006-0 • Alternativa C: 8725/00-30-DE-1007-0, 8725/00-30-DE-1008-0 • Alternativa D: 8725/00-30-DE-1009-0, 8725/00-30-DE-1010-0

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Tabela 4.5.a Alternativas de divisão de queda

Eixo Coordenadas

(km) MD ME Alternativa

E N E N

AD (km²)

Q mlt (m³/s)

Q mpc (m³/s)

NA res (m)

NA jus(m)

Hb (m)

TPR-285 493.890 8.985.073 493.017 8.984.840 107.664 2.742 2.666 161,0 136,1 24,9

TPR-340/329 - Eixo 528.106 8.962.351 529.422 8.960.998

Casa de Força 524.694 8.966.992 - - 86.660 2.147 2.089 220,0 161,0 59,0

TPR-530 658.291 8.884.735 656.425 8.884.231 52.353 1.173 1.133 244,7 237,0 7,7

TPR-680 634.528 8.786.537 635.239 8.785.181 41.508 962 943 268,5 244,7 23,8

TPR-775 668.529 8.753.789 669.288 8.753.765 37.983 894 868 300,0 268,5 31,5

TPR-1230 687.546 8.498.747 687.613 8.497.874 10.864 272 260 358,0 341,0 17,0

A

API-014 491.286 8.977.472 490.100 8.977.438 15.904 451 437 185,0 161,0 24,0

TPR-285 493.890 8.985.073 493.017 8.984.840 107.664 2.742 2.666 161,0 136,1 24,9

TPR-329 525.233 8.967.443 523.923 8.967.180 90.704 2.261 2.200 220,0 161,0 59,0

TPR-530 658.291 8.884.735 656.425 8.884.231 52.353 1.173 1.133 244,7 237,0 7,7

TPR-680 634.528 8.786.537 635.239 8.785.181 41.508 962 943 268,5 244,7 23,8

TPR-775 668.529 8.753.789 669.288 8.753.765 37.983 894 868 300,0 268,5 31,5

TPR-1230 687.546 8.498.747 687.613 8.497.874 10.864 272 260 358,0 341,0 17,0

B

API-014 491.286 8.977.472 490.100 8.977.438 15.904 451 437 185,0 161,0 24,0

TPR-287 495.190 8.984.607 494.248 8.983.849 91.488 2.283 2.222 161,0 136,6 24,4

TPR-340/329 - Eixo 528.254 8.962.311 529.203 8.961.253

Casa de Força 524.600 8.967.180 - - 86.660 2.147 2.089 220,0 161,0 59,0

TPR-530 658.180 8.884.735 656.425 8.884.231 52.353 1.173 1.133 244,7 237,0 7,7

TPR-680 634.369 8.786.537 635.239 8.785.181 41.508 962 943 268,5 244,7 23,8

TPR-775 669.204 8.753.789 669.288 8.753.765 37.983 894 868 300,0 268,5 31,5

TPR-1230 687.569 8.498.747 687.613 8.497.874 10.864 7725 260 358,0 341,0 17,0

C

API-06 490.240 8.982.095 490.473 8.982.560 16.024 454 440 185,0 140,2 44,8

TPR-287 495.190 8.984.607 494.248 8.983.849 91.488 2.283 2.222 161,0 136,6 24,4

TPR-329 525.233 8.967.443 523.923 8.967.180 90.704 2.261 2.200 220,0 161,0 59,0

TPR-530 658.180 8.884.735 656.425 8.884.231 52.353 1.173 1.133 244,7 237,0 7,7

TPR-680 634.369 8.786.537 635.239 8.785.181 41.508 962 943 268,5 244,7 23,8

TPR-775 669.204 8.753.789 669.288 8.753.765 37.983 894 868 300,0 268,5 31,5

TPR-1230 687.569 8.498.747 687.613 8.497.874 10.864 272 260 358,0 341,0 17,0

D

API-06 490.240 8.982.095 490.473 8.982.560 16.024 454 440 185,0 140,2 44,8

Legenda: MD = Margem Direita; ME = Margem Esquerda; AD = Área de Derenagem; Qmlt = Vazão Média de Longo Termo; Qmpc = Vazão Média do Período Crítico; NA res = Nível d’Água Normal do Reservatório; NAjus = Nível d’Água Médio de Jusante; Hb = Queda Bruta Máxima. Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005).

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Tabela 4.5.b Características básicas dos aproveitamentos

Eixo

Alt. De Divisão

de Queda

Nível d’Água Normal do

Reservatório (m)

Nível d’Água Médio

de Jusante

(m)

Altura Bruta

(m)

Vazão Média

do Período Crítico(m³/s)

Potência Instalada

(MW)

Vazão de Projeto do

Desvio (TR=50

anos) (m³/s)

Vazão de Projeto do Vertedouro (TR=10.000

anos) (m³/s)

TPR-285 A e B 161,0 136,1 24,4 2.666 903 10.770 17.518 TPR-287 C e D 161,0 136,6 24,9 2.222 750 8.926 14.518 TPR-329 B e D 220,0 161,0 59,0 2.200 1827 8.838 14.375 TPR-340/329 A e C 220,0 161,0 59,0 2.089 1213 8.385 13.639 TPR-530 Todas 244,7 237,0 7,7 1.133 127,8 4.695 7.636 TPR-680 Todas 268,5 244,7 23,8 943 341,7 3.801 6.609 TPR-775 Todas 300,0 268,5 31,5 868 460,6 3.652 6.350 TPR-1.230 Todas 358,0 341,0 17,0 260 53 2.091 3.636 API-006 C e D 185,0 140,2 44,8 440 275 1.844 3.000 API-014 A e B 185,0 161,0 24,0 437 128,4 1.830 2.977 Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005). Conforme demonstrado nas Tabelas 4.5.a e 4.5.b, alguns dos pontos barráveis identificados na Seção 4.4 são coincidentes nas alternativas de aproveitamento hidrelétrico estudadas. O estudo das alternativas de partição de queda do ponto de vista econômico resultou no descarte do aproveitamento localizado no eixo TPR-530, por este apresentar, para as quatro alternativas, os piores índices de custo/benefício quando comparado aos demais eixos. Assim, são descritas, a seguir, as principais características de cada uma das alternativas ou cenários de partição de queda estudados para o rio Teles Pires: Alternativa A A Alternativa A contempla o aproveitamento da queda disponível mediante a implantação de 6 (seis) aproveitamentos hidrelétricos, correspondentes aos eixos TPR-285, TPR-340/329, TPR-680, TPR-775, TPR-1230 e API-014. Das quatro alternativas, a Alternativa A encontra-se na terceira posição em termos de geração de energia (total de 3.099,7 MW), sendo superada pelas Alternativas B e D. No entanto, analisando os valores de queda bruta, a Alternativa A apresenta total de 179,7 m, considerando os seis aproveitamentos, valor este igual ao fornecido pela Alternativa B, sendo ambas, no entanto, superadas pelas Alternativas C e D, estas com totais de 201,0 m.

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Destaca-se, na Alternativa A, o aproveitamento TPR-340/329, com potência instalada de 1.213 MW, queda bruta de 59,0 m e área do reservatório igual a 69,8 km2. Esse é o único aproveitamento, dentre os estudados, em que a casa de força não está localizada ao pé da barragem, ou seja, na sua concepção, o barramento estaria localizado no km 340 e a casa de força no km 329, estando ambos ligados por um circuito de adução. O aproveitamento mais a jusante, TPR-285, apresenta potência instalada de 898,6 MW e queda bruta de 27,6 m, com área do reservatório igual a 69,4 km2. Os aproveitamentos a montante, TPR-680, TPR-775 e TPR-1230 apresentam, respectivamente, potências de 341,7; 460,6 e 53 MW, quedas brutas de 23,8; 31,5 e 17,0 m e áreas dos reservatórios de 123,3; 329,6 e 60,0 km2. Esta alternativa contempla ainda, no rio Apiacás, o aproveitamento API-014, com potência de 128,4 MW, queda bruta de 27,8 m e área do reservatório de 39,6 km2. No conjunto, a área dos seis reservatórios soma 691,7 km2, enquanto a potência instalada perfaz um total de 3.099,7 MW.

Alternativa B Na Alternativa B também foi considerado o aproveitamento da queda total disponível através de 6 (seis) aproveitamentos, dos quais 5 coincidem com os barramentos que compõem a Alternativa A (eixos TPR-285, TPR-680, TPR-775, TPR-1230 e API-014). A diferença entre esta alternativa e a anterior consiste na substituição do TPR-340/329 pelo TPR-329, ou seja, casa de força e barragem localizadas no mesmo eixo (km 329). No caso específico dos aproveitamentos propostos nos eixos TPR-285, TPR-680, TPR-775, TPR-1230 e API-014, os arranjos previstos na Alternativa B são iguais aos da Alternativa A, apresentando, assim, a mesma potência e a mesmas dimensões dos reservatórios. Em relação ao aproveitamento que diferencia a Alternativa B da anterior, observa-se que o aproveitamento do eixo TPR-329 apresentará potência instalada de 1.819,4 MW (51% superior ao valor apresentado por TPR-340/329), queda bruta de 59,0 m (valor igual ao do TPR-340/329) e área do reservatório de 123,4 km2 (área 77% maior que a do eixo TPR-340/329, sem, no entanto, apresentar trecho de vazão reduzida). No conjunto, a Alternativa B apresenta área total área dos reservatórios de 745,3 km2 (39,5% superior ao apresentado pela Alternativa A), e potência total instalada de 3.713,7 MW (19,8% a mais do que o gerado pela Alternativa A).

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Alternativa C Assim como nas Alternativas A e B, na Alternativa C foi considerado o aproveitamento da queda total disponível através de 6 (seis) aproveitamentos, dos quais 3 são comuns tanto à Alternativa A quanto à B (TPR-680, TPR-775, TPR-1230), um é coincidente apenas com a Alternativa A (TPR-340/329) e dois são novos eixos propostos (TPR-287 e API-006). Em relação aos novos aproveitamentos avaliados para esta Alternativa, o TPR-287 apresenta potência instalada de 746,6 MW, queda bruta de 24,4 m e área alagada de 53 km2, enquanto o eixo API-006 apresenta potência instalada de 275 MW (mais que o dobro da potência do API-014, também no rio Apiacás), queda bruta de 44,8 m e área do reservatório de 59,5 km2 (valores 61% e 50% acima dos apresentados pelo eixo API-014). Os aproveitamentos da Alternativa C apresentam, no total, área do reservatório igual a 695,2 km2 (valor 30% superior ao apresentado pela Alternativa A e 7% inferior ao total da Alternativa B) e potência total instalada de 3.093,3 MW (valor 0,2% e 17% inferior às Alternativas A e B, respectivamente). Alternativa D Assim como nas outras três Alternativas, a Alternativa D também considera o aproveitamento da queda disponível através de 6 (seis) aproveitamentos, dos quais 3 são comuns às Alternativas A, B e C (TPR-680, TPR-775, TPR-1230), um é coincidente apenas com a Alternativa B (TPR-329) e dois são coincidentes apenas com a Alternativa C (TPR-287 e API-006). No conjunto da Alternativa D, a área dos seis reservatórios soma 748,8 km2 (40%, 0,47% e 7,7% superior aos valores apresentados pelas Alternativas A, B e C, respectivamente), enquanto a potência instalada perfaz um total de 3.707,3 MW, sendo a segunda Alternativa em termos de geração de energia, inferior apenas à Alternativa B (apenas 0,17% menor). 4.6 Indicadores Ambientais e Avaliação Comparativa das Alternativas No Estudo de Inventário Hidrelétrico do rio Teles Pires realizado pela empresa Engevix Engenharia S/A, foram avaliados também os impactos ambientais relativos a cada uma das alternativas de partição de queda consideradas. A metodologia utilizada embasou-se nos procedimentos e recomendações expressos no Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas elaborado pela Eletrobrás (1997). Nessa metodologia, a atribuição de valor aos impactos ambientais dos aproveitamentos é feita através da elaboração de índices que, após um procedimento de quantificação, são incluídos no cômputo global de avaliação das alternativas de aproveitamento hidrelétrico da bacia hidrográfica, isto é, compondo a avaliação técnica-econômica, energética e ambiental de cada uma das alternativas elencadas nos estudos de engenharia.

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O cálculo dos índices foi realizado segundo os seguintes componentes-síntese da bacia: • Ecossistemas aquáticos; • Ecossistemas terrestres; • Modos de Vida; • Organização e Dinâmica Territorial; • Base Econômica; • População Indígena. Esses componentes foram classificados segundo uma ordem de importância, considerando a inserção dos mesmos dentro da dinâmica ecossistêmica da região em estudo. Seguindo a metodologia, cada componente-síntese foi dividido em sub-áreas, as quais são definidas como recortes territoriais contínuos que apresentam relações e processos particulares que a distinguem das demais, e que determinam sua relação com a dinâmica do componente-síntese na área de estudo como um todo. Para cada componente-síntese, elaborou-se um conjunto de características para representar os critérios adotados para a avaliação, que consistiu na interpretação da importância e sensibilidade de cada elemento face às alterações previstas em cada aproveitamento. Esses elementos foram avaliados de acordo com uma escala de variação entre qualificações de nível baixo, intermediário, alto e crítico. Tal procedimento forneceu os dados de cada componente-síntese para cada aproveitamento. Desta forma, foram avaliados os efeitos ambientais dos aproveitamentos considerando-os isoladamente. Em seguida, para a confecção dos estudos finais, a avaliação ambiental foi direcionada para o conjunto dos aproveitamentos que compõem as alternativas inventariadas. Após a definição dos índices de impacto por aproveitamento, avaliou-se o índice de impacto por componente-síntese e por alternativa de partição de queda. A Tabela 4.6.a resume a avaliação ambiental efetuada no estudo de inventário hidrelétrico da bacia do rio Teles Pires. Como indicado, o cenário que apresenta o melhor índice ambiental é o C, seguido pelo D.

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Tabela 4.6.a Índice ambiental das alternativas propostas de divisão de queda do rio Teles Pires

IAC dos componentes-

síntese

IAC x fator de ponderação

IAC dos componentes-

síntese

IAC x fator de ponderação

IAC dos componentes-

síntese

IAC x fator de ponderação

IAC dos componentes-

síntese

IAC x fator de ponderação Componente-

síntese Fator de

ponderação Alternativa A Alternativa B Alternativa C Alternativa D

Ecossistemas Aquáticos 0,32 0,57 0,182 0,57 0,182 0,57 0,1824 0,57 0,1824

Ecossistemas Terrestres 0,27 0,55 0,149 0,58 0,157 0,53 0,1431 0,58 0,1566

Modos de Vida 0,04 0,59 0,024 0,59 0,024 0,59 0,0236 0,59 0,0236

Organização e Dinâmica Territorial

0,08 0,37 0,030 0,42 0,034 0,43 0,0344 0,43 0,0344

Base Econômica 0,12 0,40 0,048 0,40 0,048 0,41 0,0492 0,41 0,0492 População Indígena 0,17 0,59 0,100 0,59 0,100 0,09 0,0153 0,09 0,0153

IA (IACxFator de Ponderação) 0,5330 0,5450 0,4480 0,4615

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005).

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Também em conformidade com os estudos de inventário (ENGEVIX-ELETRONORTE/FURNAS/ELETROBRÁS, 2005), a comparação econômica das alternativas de divisão de queda foi realizada conforme o critério do Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas, utilizando-se a expressão apresentada a seguir para o cálculo do índice custo/benefício das alternativas – ICB, para ordená-las em relação aos custos e benefícios diretos.

( )*8760

*8760Ef

EfiEfCURCTiICBi×

∆−∆××+=

onde: ICBi = índice custo/benefício da alternativa i, em US$/MWh; CUR= custo unitário de referência, em US$/MWh; ∆Ef* = energia firme fornecida pela alternativa com maior produção no conjunto das analisadas, em MW médios; ∆Efi = energia firme fornecida pela alternativa i, em MW médios; CTi = custo total anual da alternativa i, depois que todos os aproveitamentos não econômicos foram eliminados, em US$. Na análise econômico-energética, efetuada a partir da determinação do índice custo/benefício de cada alternativa, foram considerados os seguintes parâmetros: • Benefícios energéticos quantificados em termos de energia firme (energia média gerada ao

longo do período crítico do sistema interligado, compreendido entre junho/49 e novembro/56);

• Taxa de juros de 12% ao ano; • Custo unitário de referência (CUR). Para efeito da eliminação dos aproveitamentos não competitivos considerou-se aqueles que apresentaram ICB superior ao Custo Unitário de Referência (CUR). O valor adotado para o CUR baseou-se no custo marginal de dimensionamento, constante do Plano Decenal de Expansão 2003/2012, para o último período previsto, ou seja, 2023 a 2027, atualizado para a data de referência do presente estudo (julho/2005). Para atualização desse custo utilizou-se a variação da inflação do dólar americano no período compreendido entre junho de 2002, data de referência do Plano Decenal, e julho de 2005, data de referência dos orçamentos, com base na variação do índice Consumer Price Index, que no período citado sofreu uma variação de 8,62%. Dos cálculos resultou um CUR de US$ 50/MWh. A Tabela 4.6.b, a seguir, apresenta os resultados obtidos na análise econômico-energética.

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Tabela 4.6.b Índices custo/benefício dos aproveitamentos

Aproveitamento ICB (US$/MWh)

Alternativa A TPR-1230 46,90 TPR-775 28,93 TPR-680 29,01 TPR-530 91,55 TPR-340 33,30 TPR-285 30,85 API-014 34,66

Alternativa B TPR-1230 46,80 TPR-775 26,96 TPR-680 29,02 TPR-530 92,31 TPR-329 17,42 TPR-285 32,07 API-014 34,53

Alternativa C TPR-1230 46,89 TPR-775 28,36 TPR-680 29,37 TPR-530 91,77 TPR-340 33,31 TPR-287 31,24 API-006 24,62

Alternativa D TPR-1230 46,84 TPR-775 27,00 TPR-680 29,01 TPR-530 92,66 TPR-329 17,42 TPR-287 32,57 API-006 24,63

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005).

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Como registrado na Tabela 4.6.b, o aproveitamento TPR-530 pode ser considerado pouco atrativo, tendo apresentado um ICB bem acima do valor de referência (US$ 50/MWh). Assim, como preconiza o Manual de Inventário, esse aproveitamento foi eliminado dos cenários alternativos de partição de queda. Em razão da exclusão do aproveitamento TPR-530, ainda nos estudos de inventário, foram reavaliados os índices das alternativas estudadas. Não foram verificadas no trecho do TPR-530 outras possibilidades de aproveitamento em substituição ao eixo descartado. Considerando a exclusão do eixo TPR-530 a Tabela 4.6.c consolida o cálculo dos índices de custo/benefício das alternativas. Tabela 4.6.c Índices custo/benefício das alternativas de partição de queda (TPR-530 excluído)

Alternativa ICB (US$/MWh) Alternativa A 34,97 Alternativa B 24,09 Alternativa C 34,56 Alternativa D 23,67

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005). A Tabela 4.6.d apresenta os índices ambientais para todas as alternativas sem o eixo TPR-530.

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Tabela 4.6.d Índice ambiental das alternativas propostas de divisão de queda do rio Teles Pires (sem o TPR-530)

Iac dos componentes-

sínteses

Iac x fator de ponderação

Iac dos componentes-

sínteses

Iac x fator de ponderação

Iac dos componentes-

sínteses

Iac x fator de ponderação

Iac dos componentes-

sínteses

Iac x fator de ponderação Componente-

síntese Fator de

ponderação Alternativa A Alternativa B Alternativa C Alternativa D

Ecossistemas Aquáticos 0,32 0,57 0,182 0,56 0,179 0,57 0,182 0,56 0,179

Ecossistemas Terrestres 0,27 0,54 0,146 0,57 0,154 0,52 0,140 0,57 0,154

Modos de Vida 0,04 0,48 0,019 0,48 0,019 0,48 0,019 0,48 0,019

Organização e Dinâmica Territorial

0,08 0,26 0,021 0,31 0,025 0,34 0,027 0,34 0,027

Base Econômica 0,12 0,31 0,037 0,31 0,037 0,33 0,039 0,33 0,040

Populações Indígenas 0,17 0,59 0,100 0,59 0,100 0,09 0,015 0,09 0,015

IA (IACxFator de Ponderação) 0,505 0,514 0,424 0,434

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005).

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Considerando-se a aplicação de pesos idênticos para o índice ambiental e para o índice custo/benefício energético, ou seja, 50%, de acordo com os estudos de inventário foram obtidos os resultados apresentados na Tabela 4.6.e Tabela 4.6.e Índices ambientais e índices custo/benefício (ICB) das alternativas

Alternativa IA ICB (US$/MWh) I

A 0,505 34,97 0,602 B 0,514 24,09 0,496 C 0,424 34,56 0,555 D 0,434 23,67 0,451

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005). O parâmetro “I” corresponde a um índice de preferência, obtido pela soma ponderada dos índices custo/benefício energético (ICB) e ambiental (IA), através da seguinte expressão:

IApCURICBpI acb +=

onde: pcb + pa = 1 e pcb /0 e pa /0; pcb – peso que reflete a importância relativa entre os objetivos de minimização do índice custo/benefício energético; ICB – índice custo/benefício energético, em US$/MWh; CUR – custo unitário de referência, em US$/MWh; pa – peso que reflete a importância relativa entre os objetivos de minimização do índice de impacto ambiental; IA – índice ambiental. Como se observa na Tabela 4.6.e, o Índice de Preferência, que agrega os índices custo/benefício energético e índice ambiental com os mesmos pesos (50%), indica a Alternativa D como a melhor dentre as alternativas analisadas. Ainda que se considere um maior peso do índice ambiental, com valores de 60% e 70%, a Alternativa D continua sendo a de maior atratividade, como ilustrado nas Figuras 4.6.a e 4.6.b, ambas compiladas dos estudos de inventário hidrelétrico da bacia do rio Teles Pires.

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Figura 4.6.a Análise de sensibilidade para índice ambiental de 60%

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005). Figura 4.6.b Análise de sensibilidade para índice ambiental de 70%

Fonte: Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do rio Teles Pires (Engevix-Eletronorte/Furnas/Eletrobrás, 2005).

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Com base nos aspectos resumidamente expostos, descartado o eixo TPR-530, os Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do Rio Teles Pires (ENGEVIX-FURNAS/ELETRONORTE/ELETROBRAS, 2005) concluíram pela seleção da Alternativa D, composta por 6 aproveitamentos hidrelétricos e potência instalada de 3.696,7 MW. Os eixos que compõem a Alternativa D selecionada receberam ainda nos estudos de inventário a seguinte denominação: • TPR-287 – AHE São Manuel • TPR-329 – AHE Teles Pires • TPR-680 – AHE Colíder • TPR-775 – AHE Sinop • TPR-1230 – AHE Magessi • API-006 – AHE Foz do Apiacás O objeto de licenciamento do presente o EIA (eixo TPR-680) foi denominado AHE Colíder. Os desenhos apresentados no Anexo 1 ilustram em planta e perfil a Alternativa D Selecionada, bem como o arranjo e reservatório do AHE Colíder segundo os Estudos de Inventário Hidrelétrico da Bacia do Rio Teles Pires. 4.7 Alternativas Técnicas e Locacionais do AHE Colíder (TPR-680) na Fase dos Estudos de Viabilidade Nas seções anteriores foram expostos os fatores considerados na seleção da Alternativa D, que segundo proposta constante no Inventário Hidrelétrico da Bacia do Rio Teles Pires é composta por seis aproveitamentos hidrelétricos, entre os quais o AHE Colíder (TPR-680). Após abertura de processo dos estudos de viabilidade do AHE Colíder (Processo ANEEL Processo nº. 48500.003933/2006-77) sob a titularidade das empresas Construtora Andrade Gutierrez S/A, Eletronorte S/A e Furnas S/A, os estudos de viabilidade foram desenvolvidos pela PCE Projetos e Consultorias de Engenharia Ltda (PCE, 2008). Com base nos dados coletados na fase inicial dos trabalhos, foi desenvolvida análise minuciosa dos aspectos mais relevantes relacionados às bases cartográficas, aos estudos hidrometeorológicos e sócio-ambientais com o objetivo de se caracterizar, já no início dos estudos de viabilidade, o enfoque e a extensão dos levantamentos e estudos complementares a realizar. Os dados mais recentes do Inventário Hidrelétrico (2005) foram considerados suficientes para servir de base a programação dos novos estudos, apoiados pelo reconhecimento no campo.

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Mantendo-se a diretriz de localização do eixo definida nos estudos de inventário, na fase dos estudos de viabilidade, através de estudos complementares, foi desenvolvido levantamento detalhado de eixos alternativos no trecho de 5 quilômetros, sendo 2,5 quilômetros a jusante e a montante do eixo TPR-680, identificado no inventário concluído em 2005. Nas seções a seguir, com base nos levantamentos efetuados ao longo dos estudos de viabilidade, são apresentados os aspectos que conduziram a seleção do eixo do AHE Colíder e seu arranjo. 4.7.1 Estudos de Alternativas de Eixo A área delimitada para o estudo de eixos alternativos para o Aproveitamento Hidrelétrico de Colíder no rio Teles Pires abrange um trecho do rio de cerca de 5 km de extensão. No centro desse trecho está localizado o eixo TPR-680, selecionado nos estudos de inventário hidrelétrico da bacia. O eixo TPR-680 dos Estudos do Inventário foi mantido na continuidade dos estudos, uma vez que apresenta boas características topográficas, geológico-geotécnicas e logísticas. Esse eixo, nos estudos de viabilidade, foi denominado Eixo 1. Além do Eixo 1, foi selecionado o Eixo 2, situado aproximadamente a 2 km a montante do primeiro, junto a uma curva acentuada do rio, que permite facilidades para o desvio do rio e reduz os canais de aproximação, restituição e fuga, pois permite a implantação das estruturas no leito do rio. Assim sendo, foram considerados os 2 (dois) eixos selecionados para serem comparados. Os eixos e os seus respectivos arranjos são representados nos desenhos PJ0674-V-R31-GR-DE-030 (localização dos eixos), PJ0674-V-R31-AB-DE-031 (arranjo eixo 1) e PJ0674-V-R31-AB-DE-032 (arranjo eixo 2) – (Anexo 2). Os arranjos considerados para cada eixo apresentam as seguintes características: Alternativa 1 – Eixo 1 – Estruturas na Margem Direita • Barragem homogênea de terra com fechamento nas duas ombreiras; • Vertedouro tipo “Creager” controlado por 6 comportas segmento e com 12 adufas

acopladas para desvio e bacia de dissipação convencional; • Tomadas d´água acopladas a Casa de Força com 3 turbinas tipo kaplan vertical, com 100

MW cada e potência instalada de 300 MW. Alternativa 2 – Eixo 2 – Estruturas no Leito do Rio • Barragem homogênea de terra com fechamento na ombreira esquerda; • Vertedouro tipo “Creager” controlado por 6 comportas segmento e com 12 adufas

acopladas para desvio e bacia de dissipação convencional; • Tomadas d´água acopladas a Casa de Força com 3 turbinas tipo Kaplan vertical, com 100

MW cada e, potência instalada de 300 MW.

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Para as Alternativas 1 e 2 foram considerados somente arranjos com barragens homogêneas de terra, consideradas como melhor solução técnico-econômica para os locais estudados. As estruturas hidráulicas dos arranjos das alternativas 1 e 2 estudadas foram pré-dimensionadas conforme critérios e metodologias, recomendadas pelo Manual de Instruções para Estudos de Viabilidade da Eletrobrás. Sob o aspecto ambiental, a localização dos eixos de barramento e a configuração dos arranjos não implicam diferenciações significativas quanto à tipologia ou intensidade dos impactos ambientais, sobretudo pelo caráter geograficamente localizado do distanciamento entre os eixos. As condições de acesso ao local de implantação também são semelhantes, bem como a área de inundação, que pouco altera em função da localização do eixo. Assim, com base nos arranjos alternativos, foram levantadas preliminarmente as quantidades de materiais e serviços principais correspondentes as contas .11 e .12 do Orçamento Padrão da Eletrobrás. A Tabela 4.7.1.a apresenta os orçamentos dos itens diferenciais das obras civis correspondentes as contas .11 e .12 das alternativas estudadas. Tabela 4.7.1.a Orçamento obras civis – Alternativas 1 e 2 do AHE Colíder nos Estudos de Viabilidade

Data:NOV 2008

Cálculo: Verificação:

CONTAS UN. QUANT. EIXO 1 QUANT. EIXO 2 CUSTO CUSTOR$ 10³ R$ 10³

.11 E .12 UNID. QUANT. EIXO 1 QUANT. EIXO 2 PREÇO TOTAL EIXO 1 PREÇO TOTAL EIXO 2

m³ 633.070 815.290 R$ 6.583.928,00 R$ 8.479.016,00

m³ 619.340 391.650 R$ 15.235.764,00 R$ 9.634.590,00

m³ 118.850 118.850 R$ 102.211.000,00 R$ 102.211.000,00

m³ 3.565 3.565 R$ 31.642.940,00 R$ 31.642.940,00

m³ 41.598 41.598 R$ 29.118.250,00 R$ 29.118.250,00

m³ 38.300 24.650 R$ 11.107.000,00 R$ 7.148.500,00

m³ 9.575 6.163 R$ 6.702.500,00 R$ 4.313.750,00

m³ 5.400 5.400 R$ 6.480.000,00 R$ 6.480.000,00

m³ 2.160 2.160 R$ 1.512.000,00 R$ 1.512.000,00

m³ 8.550 8.550 R$ 8.293.500,00 R$ 8.293.500,00

m³ 3.420 3.420 R$ 2.394.000,00 R$ 2.394.000,00

m³ 34.700 52.800 R$ 1.041.000,00 R$ 1.584.000,00

335.540 163.080 R$ 11.743.900,00 R$ 5.707.800,00

m³ 173.970 185.120 R$ 3.305.430,00 R$ 3.517.280,00

m³ 1.243.240 1.197.000 R$ 22.875.616,00 R$ 22.024.800,00

m³ 95.760 77.570 R$ 4.213.440,00 R$ 3.413.080,00

R$ 264.460.268,00 R$ 247.474.506,00

RESUMO DO ORÇAMENTO OPE

CONCRETO BOMBEADO

ENSECADEIRAS DE 2ºETAPA

Rotação: 90 rpm Queda líq.: 21,23 m

Projeto: AHE COLÍDERItem: ORÇAMENTO PADRÃO ELETROBRÁS

19,00

18,40

44,00

970,00

700,00

30,00

35,00

290,00

700,00

1.200,00

700,00

24,60

860,00

8.876,00

700,00

PREÇO UNIT.R$

ITENS DIFERENCIAIS DAS OBRAS CIVIS

ESTUDO DE VIABILIDADE - EIXO 1 X 2

Pot. Inst. 300 (MW)Turbina: Kaplan

TRANSIÇÕES E FILTROS

SOLO COMPACTADO

CIMENTO

ENROCAMENTO COMPACTADO

ENSECADEIRAS 1ª ETAPA

CIMENTO

CONCRETO 2º ESTÁGIO

CONCRETO MASSA

CIMENTO

ARMADURA

CIMENTO

ESCAVAÇÃO EM ROCHA

CONCRETO CONVENCIONAL

RESUMO DOS ITENS COMPUTADOS PREÇO UNITÁRIO

ESCAVAÇÃO COMUM 10,40

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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Os estudos de viabilidade (PCE, 2008) contemplaram ainda a análise energética das duas alternativas. Os resultados dos estudos energéticos das duas alternativas estão apresentados nas Tabela 4.7.1.b. Tabela 4.7.1.b Comparação energética das alternativas de eixo - Potência Instalada de 300 MW

Eixo Energia Firme (MW médios)

NA jusante (m) Queda de Referência (m)

Alternativa 1 169,73 245,33 21,23 Alternativa 2 162,98 246,82 20,31

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A potência instalada nos dois eixos é de 300 MW. No entanto, verifica-se diferença entre as energias firmes calculadas de 6,75 MW médios (4%). Em razão da diferença verificada, foi realizado estudo energético-econômico, cujos resultados são consolidados na Tabela 4.7.1.c. Tabela 4.7.1.c Análise energético-econômica para a escolha de eixo

Eixo Energia Firme

(MW médio)

∆EF (MW médio)

Energia Anual (MWh/ano)

Valor da Energia Anual

(R$/ano)

Valor Presente (R$)

∆ Custo de Investimento

(R$) Alternativa 1 169,73

Alternativa 2 162,98 6,75 59.130 9.617.340 79.823.923 16.987.762

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A Alternativa 2 (Eixo 2) apresenta menor investimento e menor benefício energético na comparação com a Alternativa 1 (Eixo 1). Assim, embora represente maior custo de implantação de acordo com os valores apresentados na Tabela 4.7.1.a, o Eixo 1 é o de maior benefício energético, sendo por isso recomendado para os estudos de otimização do arranjo geral efetuados na fase seguinte dos estudos de viabilidade. A Tabela 4.7.1.d apresenta a comparação entre as alternativas com inclusão da perda de benefício energético verificada na Alternativa 2. Tabela 4.7.1.d Comparação dos custos e perda de benefício energético das alternativas de eixo

Eixo Custo Total (R$) Perda de Benefício Energético (R$)

Custo + Perda de Benefício (R$)

Alternativa 1 264.460.268,00 0,00 264.460.268,00 Alternativa 2 247.474.506,00 77.222.254,62 324.696.760,62

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A Alternativa 1 analisada na fase dos estudos de viabilidade (PCE, 2008) tem seu eixo coincidente com o proposto nos estudos de inventário (ENGEVIX-ELETRONORTE/FURNAS/ELETROBRAS, 2005). A caracterização da alternativa selecionada é desenvolvida a seguir no Capítulo 5.0.

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5.0 Caracterização do Empreendimento 5.1 Aspectos Gerais do Empreendimento O presente capítulo descreve detalhadamente a alternativa selecionada nos Estudos de Viabilidade do AHE Colíder desenvolvidos pela PCE Projetos e Consultorias de Engenharia para as empresas Construtora Andrade Gutierrez, Eletronorte e Furnas, que juntas possuem o registro ativo dos estudos de viabilidade na ANEEL (Processo nº. 48500.003933/2006-77). As informações apresentadas constam nos estudos desenvolvidos pela PCE e encaminhados à ANEEL em dezembro de 2008. Desenhos, plantas e mapas referentes ao projeto são apresentados no Anexo 3 do presente Estudo de Impacto Ambiental. A potência instalada do AHE Colíder é de 300 MW, com reservatório de 168,2 km² de área total e 143,5 km2 de terrenos inundados. O comprimento do reservatório entre o barramento e o remanso é de 94 quilômetros. A vida útil calculado pelos estudos de viabilidade é de 150 anos. A usina deve operar em nível d’água normal de 268,50 m. O arranjo proposto possui eixo retilíneo, contempla a localização do circuito de geração, da estrutura do vertedouro, dos muros de transição e de uma barragem de terra, de fechamento, na margem direita, e apenas a barragem principal, também de terra, atravessando a calha do rio até a ombreira esquerda. A barragem da margem direita será homogênea, enquanto a barragem principal (no leito do rio e margem esquerda) foi concebida com seção mista constituída majoritariamente por solo e complementada por uma faixa de enrocamento na parte externa do espaldar de jusante. As características do sítio, com ombreira relativamente alta e íngreme e próxima à calha do rio na margem esquerda, naturalmente induzem ao posicionamento das estruturas de concreto na margem direita, de topografia mais suave e favorável. Em razão desse aspecto, o arranjo selecionado contempla a localização do circuito de geração, da estrutura do vertedouro, dos muros de transição na margem direita, no município de Nova Canaã do Norte. O arranjo contempla ainda a implantação de mecanismo de transposição de peixes (MTP). O diagnóstico da ictiofauna nesse trecho do rio Teles Pires indica a necessidade desse mecanismo. Embora o rio apresente no trecho a jusante do AHE Colíder um grande número corredeiras, muitas das espécies conseguem transpor os obstáculos naturais existentes, alcançando o trecho objeto da implantação do AHE. Sob o aspecto construtivo, o desvio do rio Teles Pires para a implantação da barragem de terra no leito é previsto por meio do canal de adução/derivação, de adufas e do canal de fuga/restituição, eliminando a necessidade de escavação de um canal provisório. A Ficha Resumo de Informações Técnicas apresentada na Tabela 5.1.a sintetiza as principais características técnicas do AHE Colíder.

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Tabela 5.1.a Ficha Resumo de Informações Técnicas Identificação e Localização Nome AHE Colíder

Municípios Nova Canaã do Norte (barramento e reservatório), Itaúba (barramento e reservatório), Colíder (reservatório) e Cláudia (reservatório)

Bacia Hidrográfica Bacia Rio Teles Pires / Sub-Bacia Tapajós – 17 - ANEEL UPG A-5 (Médio Rio Teles Pires) – SEMA-MT

Produção de Energia Elétrica Potência Instalada 300 MWEnergia Média Gerada 170,6 MW médiosEnergia Assegurada 166,3 MW médiosEnergia Assegurada Anual 1.995,6 MWhRendimento do conjunto turbina/gerador 90 %Vazões Vazão Média de Longo Termo 943,0 m3/sVazão Máxima Registrada 3.306 m3/sVazão Mínima Registrada 275 m3/sVazão Firme Q95 391 m3/sVazão Nominal Unitária 572,7 m3/sVazão Remanescente Q7,10 376 m3/sÁrea da bacia contribuinte 41.508 km2

Reservatório NA de Montante Min. Normal 266,5 mNA de Montante Máx. Normal 268,50 mNA de Montante Máx. Maximorum (TR = 1.000) 268,50 mNA de Montante Min. Normal 268,5 mNA de Jusante Min. Operacional 242,86 mNA de Jusante Máx. Normal 245,33 mNA de Jusante Máx. Maximorum (TR = 1.000) 253,65 mVolume do Reservatório 1.582 106 m³Área Total do Reservatório (no Nível Máximo Normal) 114,9 km²Perímetro do Reservatório 234,2 kmProfundidade Média do Reservatório 5,94 mProfundidade Máxima do Reservatório 33,5 mTempo de retenção médio 19,4 diasÁrea inundada por município – Nova Canaã do Norte 22,90 km2 (0,40% da área municipal)Área inundada por município – Colíder 16,20 km2 (0,53% da área municipal)Área inundada por município – Itaúba 103,30 km2 (1,82% da área municipal)Área inundada por município – Cláudia 1,10 km2 (0,03% da área municipal)Desvio Tipo de desvio Adufas – 2ª faseVazão de desvio (TR = 50 anos) 4.088,0 m³/sCota da Soleira do Canal de Desvio 251 mComprimento do Canal de Desvio 25,00 mBarragem Altura Máxima da Barragem 37,5 mTipo/ Material de estrutura TerraComprimento de Crista 1.480 mCota da Crista 272,50 m

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Tabela 5.1.a Ficha Resumo de Informações Técnicas Tomada d’Água Tipo de Tomada d´água e número de vãos Gravidade (3 vãos)Tipo de comportas / acionamento Ensecadeira / pórticoAcionamento de comportas Servo Motor / Pórtico RolanteDimensões 12,1 m largura x 12,9 m alturaSistema Extravasor Tipo Vertedouro de soleira livreCapacidade de Descarga (TR = 10.000 anos) 6.673 m³/sCota da Soleira 256,10 mNo de vãos 6Comprimento da Crista 98,6 mEstrutura de Dissipação de Energia Bacia convencionalCasa de Força Tipo AbrigadaNo de Blocos de geração 3Largura dos Blocos das Unidades 28,20 mAltura dos Blocos das Unidades 64 mComprimento dos Blocos das Unidades 71,7 mTurbinas Tipo Kaplan Quantidade 3Queda de referência 21,23 mRendimento médio 94,5 %Potência Nominal 114 MW por unidadeVazão Máxima Turbinada 1.398 m³/sGeradores Tipo Síncrono trifásico de eixo verticalQuantidade 3Potência Nominal 111,12 MVARendimento máximo 97,5 %Fator de potência 0,9Tensão Nominal 13,8 kVTransformador Elevador Quantidade 3Potência Nominal 112.000 kVATensão Primária 13,8 kVTensão Nominal do Enrolamento Secundário 500 kVFonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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5.2 Componentes do Arranjo Geral Os desenhos citados ilustram os componentes e o arranjo geral do AHE Colíder. Tais desenhos técnicos integram os Estudos de Viabilidade (PCE, 2008) e são apresentados no Anexo 3. 5.2.1 Barragens de Terra Conforme planta apresentada no desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-034 e seção longitudinal do desenho PJ0674-V-R31-BA-DE-037, o barramento, com coroamento na El. 272,50 m é constituído por Barragem de Terra Principal, localizada na margem esquerda e no leito do rio, com cerca de 640,00 m de extensão e Barragem de Terra da Margem Direita, com extensão de 630,00 m totalizando 1.270,00 m. A altura máxima da barragem é de aproximadamente 34,00 m, no leito do rio. As seções típicas adotadas para o barramento do AHE Colíder foram definidas a partir das condições de fundação, da quantidade de materiais de construção disponíveis e do esquema construtivo (sistema de desvio e cronograma). A seção das duas barragens, cujos detalhes podem ser observados no desenho PJ0674-V-R31-BA-DE-037, é homogênea, inteiramente de solo compactado proveniente das áreas de empréstimo, com crista de 10,00 m de largura, taludes de montante e jusante com inclinação de 1 (V) : 2,6 (H) e bermas com 3,00 m de largura na El. 263,00 m. Internamente haverá um sistema de drenagem, composto por filtro vertical, tapete drenante e filtro de pé, adiante descrito. Para controle de percolação, a montante, em continuação ao maciço, ambas as barragens contemplarão um tapete impermeabilizante com extensão correspondente a dez vezes a carga hidráulica, a partir de seu eixo. A partir do “off-set” da barragem, a extensão máxima do tapete é de 120,0 m no leito do rio, diminuindo progressivamente na medida em que a barragem fica assente em cotas mais elevadas, até o limite de 20,0 m. O tapete deverá abranger toda a extensão da projeção do talude de montante e sua espessura deverá variar entre 3,00 m, junto à barragem, e 1,00 m na sua extremidade de montante. No trecho exposto, o tapete será protegido por camada de materiais soltos com 0,50 m de espessura, de forma a evitar o seu fissuramento por ressecamento. O talude de montante será protegido com “rip-rap” com espessura de 0,90 m, desde a crista até a El. 263,00 m, executando-se uma transição grossa de 0,40 m entre esta proteção externa e o maciço terroso.

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No talude de jusante, será feito o plantio de vegetação apropriada ao clima regional. Sob esse talude, um filtro vertical é continuado por um tapete drenante horizontal até o pé, no caso da Barragem da Margem Direita, onde há uma proteção em enrocamento sobre transições granulares. Na Barragem de Terra Principal, o tapete drenante contorna o talude da ensecadeira de jusante até atingir a El. 254,00 m. A Barragem da Margem Direita será implantada sobre o terreno natural, constituído de uma camada de argila pouco arenosa, de resistência média (colúvio), sobrejacente a um estrato de arenito friável. Ao longo de toda a seção da barragem o terreno natural será escavado superficialmente, removendo-se a camada de solo vegetal. Adicionalmente, sob o espaldar de montante, será escavada uma trincheira de vedação (“cut-off”) até o topo rochoso, com 6,00 m de largura na base e taludes 1 (V) : 2,3 (H). O tratamento de fundação constará da execução de uma cortina de injeções, localizada no fundo da trincheira, composta de três linhas, que atravessará toda a camada de arenito friável. Na margem esquerda, no leito do rio, a Barragem de Terra Principal, ficará assente sobre embasamento rochoso são, prevendo-se uma escavação da ordem de 2,00 m de profundidade para remoção dos aluviões. Neste trecho a ensecadeira de jusante será incorporada ao corpo do maciço. Próximo às margens do rio, será feita a remoção total das camadas de aluvião e arenito friável, ficando a barragem, também neste trecho, assente sobre rocha sã. O tratamento de fundações previsto para a Barragem de Terra Principal consta de cortina de injeções com três linhas, executada no eixo da barragem. Para o encontro da Barragem de Terra Principal com a estrutura do Vertedouro foi previsto um muro de encosto, situado na margem direita. Para a adequada vedação será necessário que o muro contemple toda a área transversal do núcleo de impermeabilização da barragem, sendo necessário, na região de contato, fazer a transição da seção homogênea para a seção de terra-enrocamento, com taludes externos 1,0 (V) : 1,5 (H). Na margem direita, junto à área de montagem, será executado um muro de abraço que receberá a face de montante da barragem ligado a um muro de encosto que receberá a face de jusante da barragem, proporcionando o fechamento da ombreira direita. Em ambas as margens serão executados poços de alívio até uma profundidade de 12,00 m, eqüidistantes de 6,00 m. O diâmetro das perfurações será de 100 mm e o diâmetro do tubo geomecânico perfurado será de 50 mm.

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5.2.2 Sistema de Drenagem Interna e Transições entre Materiais Para o sistema de drenagem interna é prevista a execução de dreno vertical de areia no interior do maciço terroso com 1,00 m de espessura, tapete drenante tipo ”sanduíche” no espaldar de jusante junto à fundação com 1,50 m de espessura e filtro de pé para a proteção da saída de água. O tapete drenante, composto de três camadas, deverá ser executado com camadas de 0,30 m de espessura de areia limpa compactada nas faces externas e uma mistura de brita 0 e brita 1, com 0,90 m de espessura, no seu interior. O filtro de pé, além destes materiais, contará com uma camada de enrocamento de proteção de 0,50 m de espessura. No espaldar de montante, a transição entre o material terroso e o enrocamento de proteção será efetuada com material de diâmetro máximo de 150 mm (transição única de rocha), em camada de espessura de 0,40 m. 5.2.3 Muros de Concreto O desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-038 apresenta, em planta, as estruturas que fazem parte do barramento, incluindo os Muros de Concreto. Adjacente à estrutura extravasora e de desvio, o Muro de Encosto da Barragem Principal terá uma extensão de 120 m, altura máxima de 40,5 m na região da crista e inclinação do paramento de encosto de 1 (V) : 0,75 (H). O desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-039 mostra sua seção transversal. Conforme indicado em planta no desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-038, o Muro de Abraço da Barragem da Margem Direita terá cerca de 57 m de extensão e crista na El. 272,50 m. Sua seção transversal, com inclinação dos paramentos de 1 (V) : 0,75 (H) a montante e vertical a jusante. O Muro Guia de Montante que separa o Vertedouro do conjunto formado por Tomada d’Água e Casa de Força terá 40 m de extensão e crista na El. 270,00 m no eixo de barramento. A jusante, separa também o Canal de Fuga da Bacia de Dissipação, cujo dimensionamento define a cota de sua crista na El. 253,80, prolongando-se ainda para receber a ensecadeira provisória que protegerá as obras da Casa de Força durante a 2ª fase de desvio, conforme apresentado nos desenhos PJ0674-V-R31-AB-DE-038 e PJ0674-V-R31-DV-DE-036.

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5.2.4 Vertedouro O Vertedouro e as estruturas a ele associadas, edificadas em concreto, encontram-se localizadas na margem direita, sendo o escoamento controlado por 6 comportas tipo segmento. Seu esquema em planta e as seções típicas são apresentados nos desenhos PJ0674-V-R31-VT-DE-040, PJ0674-V-31-VT-DE-041 e PJ0674-V- R31-VT-DE-042. As características geométricas principais da estrutura são: • Largura unitária útil dos vãos = 12,1 m; • Largura unitária dos pilares = 3,6 m; • Cota da soleira da ogiva = 256,1 m; • Cota da ponte no coroamento = 272,50 m; • Cota do Canal de Aproximação = 240,00 m; • Altura máxima da soleira (p) = 17,6 m; • Carga de projeto para a geometria da soleira (Hd) = 12,4 m (igual a He/1,333); • Carga máxima sobre a soleira (He) = 16,53 m; • Extensão da Bacia de Dissipação = 90 m; • Largura da Bacia = 90,6 m; • Cota de fundo da Bacia de Dissipação = 234,0 m; • Cota do topo dos muros laterais da Bacia de Dissipação = 253,80 m; • Cota de fundo do Canal de restituição = 238,00 m.

Para o dimensionamento hidráulico do Vertedouro foi adotada a vazão decamilenar de 6.673 m³/s, considerando-se na definição da sua geometria e do seu posicionamento no barramento aspectos relativos à aproximação do escoamento, objetivando a maximização do coeficiente de vazão e uma restituição satisfatória. De acordo com as recomendações do HDC – Hydraulic Design Criteria -, do U.S. Army Corps of Engineers, adotou-se uma soleira alta, do tipo WES, com relação He / Hd = 1,333, também buscando a maximização do coeficiente de vazão. Para o controle do escoamento de cada vão, o Vertedouro é provido de uma comporta segmento de superfície, de 13,5 m de raio, soleira na El. 256,10 m, topo na El. 268,69 m e linha de centro do munhão na El. 260,75 m. A montante da soleira vertente e na extremidade de jusante, a estrutura é provida de ranhuras (guias) para a instalação de uma comporta ensecadeira em qualquer dos vãos. Assim será possível seu ensecamento para permitir eventuais manutenções que se façam necessárias durante a fase de operação. Os painéis da comporta ensecadeira de montante serão movimentados por um pórtico que se deslocará sobre trilhos no deck principal. A cota de fundo (na El. 234,0) e o comprimento da Bacia de Dissipação (igual a 90 m) foram determinados considerando um afogamento em torno de 10% para a vazão milenar e 5% para a vazão decamilenar, conforme critério estabelecido para o projeto.

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O canal de aproximação / adução no seu trecho final de 200 m de extensão será revestido de concreto sarrafeado, com espessura de 0,10 m, assentado sobre manta PEAD de modo a se evitar a percolação d’água pelo maciço rochoso de arenito da fundação do barramento. Com dimensões de 2,5 m x 3,0 m, uma galeria de inspeção e drenagem, a ser construída próxima à extremidade de montante da estrutura, em trecho rebaixado até a El. 229,5 permitirá o livre acesso à sua fundação e a execução de eventuais medidas emergenciais durante a vida útil da obra, como cortinas de drenagem e furos de injeção. 5.2.5 Tomada d’Água e Casa de Força Os desenhos PJ0674-V-R31-CF-DE-043 a 052 apresentam a configuração geral do Módulo da Casa de Força, composto por 3 unidades de geração em 3 blocos estruturais independentes. Sendo um aproveitamento de baixa queda, a Tomada d’Água e a Casa de Força formam uma estrutura única. A Tomada d’Água e a Casa de Força foram concebidas de modo a fornecer condições hidráulicas adequadas para as turbinas, além de abrigar os equipamentos necessários para a montagem, instalação, operação e manutenção das unidades. Para propiciar as condições adequadas de funcionamento das turbinas, a linha de centro do distribuidor foi definida na El. 236,00 m. A crista da estrutura situa-se na El. 272,50 m, enquanto o ponto mais baixo da fundação (na região do poço de esvaziamento) está na El. 208,37 m, o que resulta numa altura total da estrutura de cerca de 64 m. No sentido do fluxo a estrutura apresenta um comprimento total de 71,65 m. A largura total do módulo de cada unidade é de 28,20 m. O deck de jusante foi estabelecido na El. 255,00 m resultando em alturas menores da estrutura nesta região. A Tomada d’Água configura a parte de montante da estrutura, que conduz água à turbina e onde se encontram as grades de proteção e as comportas vagão e ensecadeiras de montante. A soleira da Tomada d’Água situa-se na El. 234,70 m e a largura total da passagem hidráulica é de 23,1 m, intercalada por dois pilares com 3,0 m de espessura, o que resulta numa largura livre para o fluxo de 17,1 m. Na região das grades também se dispõe de 2 pilares intermediários de 1,6 que visam à redução da largura dos seus vãos, resultando em 3 de 7,1 m. A altura da passagem hidráulica é de 22,69 m na região das grades e de 15,35 m na aproximação da turbina. A fundação da estrutura na região da Tomada d’Água situa-se na El. 222,70 m sendo que a montante situa-se uma galeria de injeção e drenagem com 2,5 m de largura, 3,0 m de altura e piso na El. 224,70 m. A face de montante da Tomada d’Água compreende um plano inclinado com declividade de aproximadamente 1 (V) : 0,25 (H). As grades, subdivididas em 9 painéis por vão, deslizam sobre este plano inclinado. A limpeza das grades é propiciada por um limpa-grade acoplado ao pórtico rolante da Tomada d’Água, que tem caminho de rolamento na El. 272,50 m, sendo que o mesmo possui um comprimento de cerca de 220 m.

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Cada passagem hidráulica da Tomada d’Água é dotada de ranhuras para a instalação de 9 comportas tipo vagão e de 3 comportas ensecadeiras que serão operadas com o auxílio do pórtico rolante e viga pescadora a partir da crista da estrutura. Cada comporta ensecadeira apresenta dimensões iguais a 5,7 m de largura por 15,357 m de altura. Na seção da comporta vagão a largura se mantém, enquanto a altura diminui para 12,921 m. A seção transversal da Casa de Força pode ser subdividida em nave central e região das galerias. A nave central apresenta um vão de 84,60 m, estando o piso principal na El. 241,14 m. A cobertura da Casa de Força é composta por telhas metálicas auto-portantes. A movimentação dos equipamentos no interior da Casa de Força é efetuada com o auxílio de uma ponte rolante. A ponte rolante apresenta o caminho de rolamento na El. 267,70 m sendo a capacidade dos guinchos principal e auxiliar de 5000 kN e 500 kN, respectivamente. O grupo gerador do tipo Kaplan está localizado abaixo do piso da nave central, com linha de centro do distribuidor na El. 236,00 m. A parte de jusante da Casa de Força compreende a região das galerias, dispostas sobre o tubo de sucção, com o deck de jusante na El. 255,0 m. Neste deck dispõem-se os transformadores elevadores com respectivas paredes corta-fogo. Adicionalmente, sobre o deck de jusante dispõe-se o caminho de rolamento do pórtico rolante de jusante (capacidade de 150 kN), que apresenta uma extensão total 84,6 m no sentido do fluxo. A Casa de Força apresenta 3 galerias que se estendem por todas as unidades e abrigam os diversos equipamentos necessários para a operação das unidades. No sentido do fluxo estas galerias possuem um comprimento de 16,0 m. A galeria mecânica tem piso na El. 233,40 m. Acima desta dispõe-se de galeria elétrica e mecânica com piso situado na El. 240,60 m. A galeria elétrica, por sua vez, tem piso na El. 247,80. As lajes das galerias são sustentadas por pilares e pela própria parede de jusante da Casa de Força. O comprimento do tubo de sucção, entre a linha de centro das unidades e a saída é de 37,25 m. Para manutenção das unidades, haverá 3 conjuntos de comportas ensecadeiras no trecho final do tubo de sucção que tem soleira na El. 219,68 m e vãos com dimensões iguais a 11,04 m de altura por 6,0 m de largura. Outros 6 conjuntos serão utilizados provisoriamente ao final da 2ª fase de desvio para permitir o ensecamento de todos os blocos até a conclusão da implantação das unidades geradoras. O bloco da Área de Montagem apresenta uma largura de 56,30 m e um comprimento total no sentido do fluxo de 37,95 m.

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5.2.6 Canal de Fuga O Canal de Fuga, apresentado em detalhe no desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-038, foi dimensionado considerando-se as condicionantes hidráulicas, as dimensões da Casa de Força junto ao tubo de sucção das turbinas, e as características topográficas e geológicas no trecho de implantação do canal, com os seguintes requisitos: • Perdas de carga baixas, mesmo para as condições de operação da usina em sua capacidade

máxima; • Baixas velocidades na restituição ao rio, de forma que a entrada do escoamento no leito do

mesmo seja suave e gradual, conseguindo-se manter mínimas as perdas de carga. Com este enfoque, e de forma a não exercer controle sobre as vazões turbinadas, foi estabelecida a cota na saída dos tubos de sucção na El. 219,68 m subindo então uma rampa de 1 (V) : 3,0 (H) até o fundo do Canal de Fuga na El. 238,00 m. Os taludes de escavação em rocha têm declividade de 1 (V) : 0,1 (H), e os de escavação em solo apresentam declividade de 1 (V) : 1,5 (H). A velocidade média no Canal de Fuga é inferior a 2,0 m/s. 5.2.7 Turbinas O AHE Colíder possuirá 3 (três) geradores síncronos com potência unitária nominal de 100 MW em cada gerador, acionadas respectivamente por 3 (três) turbinas Kaplan de eixo vertical. Foram selecionadas turbinas hidráulicas de dupla regulação com rotor do tipo Kaplan, com capacidade de produzir 102,35 MW, quando trabalhando sob queda líquida de 21,80 m e uma vazão de aproximadamente 520 m3/s, com o distribuidor totalmente aberto. A rotação nominal será de 92,3 rpm, que corresponde à rotação síncrona de um gerador de 78 pólos. A faixa normal de operação será de aproximadamente 30% até 100% da carga máxima, sob a respectiva altura de queda, podendo ser esperado um funcionamento estável, dentro dos limites de cavitação garantidos, o que deverá ser demonstrado por ensaio de modelo reduzido específico para a turbina. Cada turbina é prevista com eixo vertical e caixa semi-espiral em concreto. Todas as partes da turbina serão projetadas para resistir com segurança aos esforços máximos resultantes de operação contínua, incluindo os transitórios e a eventual ocorrência de velocidade de disparo, conforme for garantido pelo fabricante, a partir dos ensaios de modelo reduzido e com margem de segurança suficiente para prever as diferenças de comportamento do protótipo em campo.

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A velocidade de fechamento do distribuidor será ajustada, de modo que, após uma rejeição de plena carga, a sobre pressão máxima nas passagens da água, não seja superior a 25% e a sobre velocidade alcance, no máximo, 50% acima da velocidade nominal. A linha de centro do distribuidor da unidade está prevista na El. 236,00 m, sendo que o nível de água de jusante para 1 (uma) unidade operando a plena carga estará na cota 243,13 m (~520 m3/s) e para 3 (três) unidades em potencia nominal estará na cota 245,62 m (1.560 m3/s). Estes valores deverão ser confirmados ao início do projeto executivo. Características Principais da Turbina: Tipo................................................................................................Kaplan de eixo vertical Potência de cada unidade geradora ...............................................100 MW Potência nominal no eixo de cada turbina ....................................102,35 MW Número de grupos geradores ........................................................3 (três) Capacidade total instalada na usina...............................................300 MW Queda líquida nominal ..................................................................21,80 m Velocidade síncrona sugerida........................................................92,3 rpm Rendimento da turbina na potência máxima .................................92,5% Vazão nominal unitária..................................................................520 m3/s 5.2.8 Geradores Os geradores serão trifásicos, síncronos, de eixo vertical, acionados por turbinas hidráulicas tipo Kaplan e com todos os sistemas auxiliares eletromecânicos necessários ao seu funcionamento. Os geradores serão resfriados a ar, em circuito fechado, com trocadores de calor ar/água, com a água em circuito aberto. Os terminais de saída de linha de cada gerador serão ligados ao transformador elevador através de barramento blindado de fases isoladas, com derivações para o cubículo de proteção contra surtos, para o transformador de excitação e para o disjuntor de 13,8 kV (unidades 1 e 3) pertinente aos transformadores de serviços auxiliares. No interior do housing do gerador serão instalados transformadores de corrente para os serviços de proteção, medição supervisiva e medição de faturamento, conforme características e quantitativos indicados a seguir (Tabela 5.2.8.a): a) Transformadores de Corrente de Fase – Lado de Fase: • Quantidade: 03 (três) por fase; • Relação de transformação: 5.000-5A; • Quantidade de secundários para serviços de proteção: 02 (dois); • Quantidade de secundários para serviços de medição supervisiva: 01 (um);

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• Quantidade de secundários para serviços de medição de faturamento bruta: 01 (um); • Classe de exatidão para serviços de proteção (ABNT): 10B400; • Classe de exatidão para serviços de medição supervisiva (ABNT): 0,6C50; • Classe de exatidão para serviços de medição de faturamento bruta (ABNT): 0,3C50. b) Transformadores de Corrente de Fase – Lado de Neutro: • Quantidade: 03 (três) por fase; • Relação de transformação: 5.000-5A; • Quantidade de secundários para serviços de proteção: 02 (dois); • Classe de exatidão para serviços de proteção (ABNT): 10B400. Tabela 5.2.8.a Características Principais do Gerador Tipo Síncrono Trifásico de Eixo VerticalPotência nominal de cada unidade 111.120 kVANúmero de grupos geradores 03Tensão nominal 13,8 kVFator de potência nominal 0,9Freqüência nominal 60 HzVelocidade de rotação nominal 85,7 rpmClasse de temperatura da isolação FGD2 (natural) 34.400 tm2

Peso estimado do rotor 315 tPeso estimado total 675 tFonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). 5.2.9 Sistema de Transmissão Subestação A subestação deverá ser do tipo convencional, tensão nominal 500 kV, constituída por três (03) vãos de transformador elevador, um (01) vão de acoplamento de barras e um (01) vão de saída de linha. Conforme arranjo geral, a subestação foi locada na margem direita do rio, a jusante da Casa de Força e a aproximadamente 500 metros desta. O arranjo da subestação será do tipo barra dupla com disjuntor de acoplamento de barras e chave de by-pass nas saídas de linha. Interligação ao Sistema Interligado Nacional - SIN Os estudos realizados pela EPE indicam como melhor solução para a integração da usina à rede básica a implantação de linha de 130 quilômetros em 500 kV entre a futura UHE Colíder e a subestação coletora de Sinop.

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A partir da subestação coletora de Sinop são previstas três linhas de transmissão em 500 kV, até a subestação existente de Ribeirãozinho de 500 kV pertencente à rede básica. Entre a coletora Sinop e Ribeirãozinho deverá ser prevista uma subestação seccionadora em 500 kV na região de Paranatinga. As distâncias aproximadas envolvidas são: Sinop – Paranatinga, 325 km e Paranatinga – Ribeirãozinho, 270 km. Finalmente, a rede básica de 500 kV entre as subestações de Ribeirãozinho, Itumbiara e Marimbondo deverão ser reforçadas com o acréscimo de mais um circuito de 500 kV. A linha de transmissão entre o AHE Colíder e a subestação Sinop, bem como as demais linhas e subestações citadas não integram o objeto de licenciamento do presente Estudo de Impacto Ambiental. A Figura 5.2.9.a apresenta o esquema proposto de interligação da Usina de Colíder à Rede Básica. Figura 5.2.9.a Representação esquemática da interligação do AHE Colíder ao SIN

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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5.2.10 Reservatório O AHE Colíder operará no a fio d’água, ou seja, o reservatório formado pelo barramento do rio Teles Pires tem o objetivo apenas o direcionamento da água para as turbinas, não tendo a função de acumular volumes de água para regularização intra-anual de vazões. Desta forma, as vazões a jusante serão sempre equivalentes à vazão afluente ao reservatório, não ocorrendo alteração do regime hidrológico. O N.A. Máximo Normal no reservatório será na cota 268,50 m. A área de inundação, entendida como a área do reservatório excluída a área atualmente ocupada pelo rio totalizará 143,5 km2, distribuídos entre os municípios de Itaúba, Nova Canaã do Norte, Colíder e Cláudia. As principais informações relativas ao reservatório do AHE Colíder constam na Tabela 5.2.10.a. Tabela 5.2.2.a Características Principais do Reservatório

Características Valores NA de Montante Mínimo Normal 268,50 mNA de Montante Máximo Normal 268,50 mNA de Montante Máximo Maximorum 268,50 mNA de Jusante Mínimo Operacional 242,86 mNA de Jusante Máximo Normal 245,33 mNA de Jusante Máximo Maximorum 253,65 mVolume do Reservatório 1.582 106 m³Perímetro do Reservatório 234,2 kmÁrea do Reservatório no NA Máximo Normal 168,2 km²Calha do rio a ser inundada 24,70 km²Área a ser inundada no NA Máximo Normal 143,5 km2

Área inundada por município – Nova Canaã do Norte 22,90 km2

Área inundada por município – Colíder 16,20 km2

Área inundada por município – Itaúba 103,30 km2

Área inundada por município – Cláudia 1,10 km2

Extensão linear do lago 93.626 mProfundidade Média 5,94 mProfundidade Máxima 33,50 mTempo de enchimento (1) 7 - 120 diasTempo de residência (dias) 12,9 diasVida útil do reservatório 150 anosFonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). NOTA(1): Para minimizar os impactos nas comunidades aquáticas, o enchimento será realizado com manutenção de uma vazão equivalente ao Q7,10: 376 m3/s. Uma das questões ambientais mais importantes em relação a projetos de usinas hidrelétricas é o quanto os reservatórios das mesmas irão afetar o regime natural do rio. A maneira padrão de se analisar esse impacto é traçar gráficos Cota x Área x Volume.

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Os dados para obtenção das curvas cota x área e cota x volume foram extraídos da restituição a laser elaborada pela empresa SAI - Serviços Aéreos Industriais -, na escala de 1:10.000, com curvas de nível a cada 1 m e complementados pelos dados levantados no âmbito dos estudos de inventário do rio Teles Pires. As áreas foram retiradas com o auxílio do software AutoCAD e o cálculo do volume do reservatório foi efetuado através da curva cota x área pelo método do volume do tronco de cone. Os valores correspondentes são representados graficamente na Figura 5.2.10.a. A curva Cota x Área e Cota x Volume, bem como outras curvas características da alternativa selecionada são também apresentadas no Desenho PJ0674-V-H01-GR-DE-010-0A. Figura 5.2.10.a AHE Colíder: Curva Cota x Área x Volume

242

244

246

248

250

252

254

256

258

260

262

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268

270

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Volume (hm³)

Cot

a (m

)

020406080100120140160180200

Área (km²)

Cota x VolumeCota x Área

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). 5.2.11 Mecanismo de Transposição de Peixes O arranjo formulado nos estudos de viabilidade contempla a implantação de mecanismo de transposição de peixes do tipo escada na margem direita (desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-033). O dispositivo previsto parte do Canal de Fuga com o nível normal na El. 243,3 m até o reservatório com nível máximo normal na El. 268,50 m, percorrendo aproximadamente 700 m de extensão e vencendo uma queda de 23,2 m.

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A escada será do tipo ranhura vertical, o que permite a passagem de peixes de diferentes portes. A estrutura da escada será formada por um canal retangular ou trapezoidal em concreto armado de aproximadamente 5,0 m de largura por 4,0 m de altura. Dentro do canal serão implantados muros defletores a cada 6,0 m, dotados de ranhuras verticais com aberturas de aproximadamente 0,70 m (ver desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-039). Neste canal também serão implantados 8 tanques de descanso com 12,0 m de comprimento cada. A declividade média da escada será de 4%. No canal de entrada da escada, no canal de fuga, deverão ser implantadas comportas vagão e basculante e, na saída da escada, no reservatório, serão instaladas uma comporta plana vagão e comportas ensecadeiras. 5.2.12 Atendimento ao Ofício Nº 3649/2008/SGH/ANEEL Conforme registrado na Seção 1.1, relativa a definição do objeto de licenciamento do presente Estudo de Impacto Ambiental, encontram-se em curso discussões intersetoriais relativas à possibilidade de se estender as possibilidades de transporte fluvial no rio Teles Pires, o que englobaria o trecho em que é proposto o AHE Colíder, entre outros aproveitamentos. Tais discussões vêm sendo conduzidas no âmbito da Agência Nacional de Águas (ANA), com participação de diversos outros representantes do governo, incluindo Casa Civil, Ministério de Minas e Energia, do Meio Ambiente, dos Transportes e da Agricultura, entre outros. O Ofício Nº 3649/2008/SGH/ANEEL expedido pela ANEEL reconhece que os Estudos de Viabilidade Técnica e Econômica dos aproveitamentos hidrelétricos inventariados no rio Teles Pires, entre os quais o AHE Colíder, não estão estavam obrigados a incluir a previsão de obras de eclusas para transposição dos desníveis hidráulicos, a serem criados pelos barramentos propostos. No entanto, considerando as discussões citadas, a ANEEL solicita que seja indicada área disponível dentro do Arranjo Geral do Aproveitamento com viabilidade de implantação de sistema de transposição por eclusas a qualquer tempo, sem nenhuma interferência na operação e segurança da usina. Em cumprimento a tal solicitação, os estudos de viabilidade desenvolvidos pela PCE indicaram em nível preliminar a configuração de sistema de eclusa para transposição do desnível. Conforme desenho PJ0674-V-R31-AB-DE-033 (Anexo 4) o Arranjo Geral possibilita a implantação de eclusa na ombreira esquerda com fundação em rocha arenítica sã.

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De acordo com o sistema preliminarmente concebido, o sistema de eclusa disporá de uma única câmara com 60 m de largura e 220 m de comprimento para vencer em desnível de 23,2 m entre o N.A. máximo normal do reservatório na El. 268,5 m e o N.A. jusante, na El. 245,3 m. A cota de fundo da câmara estará na El. 240,0 m. Foram previstos dois canais, sendo um a montante, de acesso ao reservatório, com largura média de 80 m e comprimento de 884 m e fundo na El. 263,0 m; outro canal a jusante, de acesso ao curso natural do rio com largura média de 120 m, comprimento de 437 m e fundo na El. 240,0 m. Em atendimento às solicitações da ANEEL quanto a implantação de eclusas, os estudos de viabilidade objetivaram apenas demonstrar a viabilidade de implantação desse sistema no arranjo geral então estudado. A implantação desse sistema de transposição não considerada no orçamento do AHE Colíder e não integra o objeto de licenciamento do presente EIA. 5.3 Seqüência e Aspectos Construtivos A seguir, descrevem-se sumariamente os principais procedimentos executivos relativos a cada fase de implantação. 5.3.1 Trabalhos Preliminares Antes do início das obras será concluído o processo de aquisição das áreas necessárias a implantação do barramento e formação do reservatório. Na fase de trabalhos preliminares deverão ser desenvolvidos os serviços topográficos de apoio para locação da obra e as atividades de desmatamento e limpeza da área de intervenção direta na margem do rio Teles Pires, no município de Nova Canaã do Norte. Também será realizada a limpeza da área do canteiro e implantação das principais instalações administrativas e oficinas de manutenção. 5.3.2 Implantação do Barramento e Desvio do Rio Fases Construtivas O esquema básico adotado para o desvio do rio é apresentado nos desenhos PJ0674-V-R31-DV-DE-035 e PJ0674-V-R31-DV-DE-036 constando das duas fases detalhadas na seqüência. Na primeira fase, as águas do rio Teles Pires escoarão pelo seu leito natural, ficando as obras da margem direita (estruturas de concreto) protegidas por ensecadeira dimensionada para uma vazão de cheia com tempo de recorrência de 50 anos para o período completo (4.088 m³/s), com crista na El. 251,0.

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Nesta fase serão construídas as Adufas de Desvio e parcialmente escavados os Canais de Aproximação e Restituição, além de iniciadas as obras da Barragem de Terra da Margem Direita, do Vertedouro, dos Muros de Concreto, da Tomada d’Água e da Casa de Força. O trecho da Barragem de Terra Principal com seção de enrocamento e núcleo argiloso, mais próximo ao Muro de Encosto, deverá ser construído até a El. 256,5 para receber a Ensecadeira de Montante de 2ª fase. Esta última será parcialmente realizada ainda na 1ª fase (no trecho ensecado na margem direita do rio). Na segunda fase o rio será desviado através de 12 adufas, posicionadas sob os 6 vãos do Vertedouro, com dimensões de 4,0 m de largura por 9,5 m de altura e cota da soleira na El. 239,0 m, projetadas para escoar a mesma vazão da primeira etapa. Esse desvio se dará com a implantação das ensecadeiras transversais, de 2ª etapa, sobre o leito natural do rio, direcionando-se assim o fluxo para as adufas. A crista dessas ensecadeiras foi definida nas El. 251,0 m a de jusante e 256,5 m a de montante. Durante esta fase, serão finalizadas as obras iniciadas na fase anterior e executada a maior parte da Barragem de Terra Principal, situada no leito do rio. Durante o período de desvio pelas adufas, para dar continuidade a construção do conjunto formado por Tomada d’Água e Casa de Força, deverão ser adotadas as seguintes soluções: a montante, serão utilizadas as comportas para fechamento dos vãos da tomada e, a jusante, será implantada a Ensecadeira Auxiliar do Canal de Fuga (crista na El. 251,0 m) até que se possa fechar os vãos do tubo de sucção com comportas ensecadeiras. Ensecadeiras Ensecadeira de 1ª Fase A ensecadeira de 1ª fase tem como objetivo proteger contra inundações a área de trabalho da margem direita, onde serão construídas as estruturas de concreto e iniciada a execução da Barragem de Terra Principal. Conforme estudos de viabilidade será constituída de solo argiloso, protegido com enrocamento compactado e material de transição nas faces voltadas para o fluxo d’água, com espessuras de 0,80 m e 0,40 m, respectivamente. Adicionalmente, no trecho assentado abaixo da El. 247,00 m será executado um enrocamento de proteção no pé da ensecadeira, com 1,50 m de altura e 9,00 m de comprimento. Como essa ensecadeira será construída sobre camada de aluvião com cerca de 6,00 m de espessura, é necessária a implantação de “cut-off” para evitar percolação pela fundação, projetado com 4,00 m de largura de fundo e taludes de inclinação 1 (V) : 2,3 (H). Para escavação do “cut-off” deverá ser instalado sistema de rebaixamento do lençol d’água. A ensecadeira de 1ª fase, com crista de 6,50 m de largura, atingirá a El. 251,00 m. Seus taludes terão inclinação 1 (V) : 2,5 (H) e sua altura máxima é de 6,00 m, conforme apresentado nos desenhos PJ0674-V-R31-DV-DE-035 e PJ0674-V-R31-BA-DE-037.

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Ensecadeiras de 2ª Fase Para realização do desvio do rio Teles Pires através das adufas do Vertedouro, serão executadas duas ensecadeiras transversais, a montante e a jusante do eixo da Barragem Principal, das quais, apenas a ensecadeira de jusante será incorporada a esta estrutura. A ensecadeira de montante estará distante o suficiente para permitir a implantação de tapete impermeabilizante. Na margem direita, a barragem de terra (até a El. 256,5 m) e as ensecadeiras de 2ª fase já terão sido parcialmente executadas na 1ª fase. Para construção das ensecadeiras de 2ª fase, no leito do rio e na margem esquerda, dimensionadas para uma vazão de cheia com tempo de recorrência de 50 anos para o período completo (4.088 m³/s), serão lançados cordões de enrocamento diretamente no leito do rio, com taludes 1 (V) : 1,5 (H) até a El. 256,50 m a montante e El. 251,00 m a jusante. Posteriormente, nas faces voltadas para o fluxo d’água, será feita a cobertura do enrocamento com material de transição, com taludes de 1 (V) : 1,7 (H) e será lançado, sobre esta camada, solo argiloso, com talude final de, aproximadamente, 1 (V) : 3,0 (H), totalizando 10,00 m de largura na crista. As ensecadeiras de 2ª fase estarão assentes sobre rocha sã, tendo-se previsto a remoção de eventuais aluviões presentes no leito do rio. O desenho PJ0674-V-R31-DV-DE-036 e PJ0674-V-R31-BA-DE-037 apresentam essas ensecadeiras, em planta e seção. Ensecadeira Auxiliar do Canal de Fuga Com objetivo de proteger as atividades na área da Casa de Força, será construída uma ensecadeira provisória a jusante da mesma, a partir do prolongamento do Muro Divisor que separa o Canal de Fuga da Bacia de Dissipação. Esta ensecadeira auxiliar, com coroamento na El. 251,00 m, crista com largura de 5,00 m e taludes de montante e jusante com inclinação de 1 (V) : 2 (H), disporá, na face voltada para o fluxo d’água, de enrocamento de proteção e camada de transição, com espessuras de 0,80 m e 0,40 m, respectivamente. No desenho PJ0676-V-R31-BA-DE-037 é apresentada a seção transversal da ensecadeira auxiliar do Canal de Fuga. Sua localização, em planta, é apresentada no desenho PJ0676-V-R31-DV-DE-036. Canais de Aproximação e Restituição Com taludes de 1 (V) : 1,5 (H) e protegidos nos trechos com enrocamento compactado e material de transição, com espessuras de 0,80 m e 0,50 m, respectivamente, os Canais de Aproximação e Restituição serão previamente escavados na margem direita até as elevações 240,00 m e 238,00 m respectivamente, em área protegida pela ensecadeira de 1ª fase, a ser removida imediatamente antes do desvio. Junto às adufas, as escavações do Canal de Aproximação deverão atingir a El. 238,50 m. Foram dimensionados de forma a não admitir velocidades médias do fluxo maiores que 4 m/s.

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Na área contígua do tapete de montante (ver desenho PJ0676-V-R31-DV-DE-035), será executado tratamento dos taludes e do fundo do Canal de Aproximação. Para os taludes, o tratamento previsto será em concreto projetado com espessura de 10 cm e tela de aço. No fundo do canal, o tratamento consistirá de aplicação de 10 cm de concreto sarrafeado ou varrido sobre manta PEAD. Adufas de Desvio As 12 adufas, apresentadas em seção e planta nos desenhos PJ0674-V-R31-AB-DE-039 e PJ0674-V-R31-VT-DE-038, têm seção com 4,0 m de base por 9,5 m de altura e foram dimensionadas admitindo-se afogamentos por montante e jusante. Possuem estruturas de entrada e controle, dotadas de ranhuras destinadas a alojar uma comporta vagão e um jogo de comportas ensecadeiras de fechamento, dimensionadas para propiciar um incremento gradativo das velocidades até a seção das adufas. Esta seção foi definida de modo que a velocidade máxima na região das comportas fosse da ordem de 9 m/s, para a vazão total de 4.088 m³/s, correspondente ao tempo de recorrência de 50 anos para o período hidrológico completo. Durante o enchimento do reservatório, a vazão residual de 376 m³/s, equivalente a vazão média mínima com 7 dias de duração e 10 anos de recorrência (Q7,10), escoará por duas adufas que permanecerão abertas até que se atinja a soleira do Vertedouro. A partir de então, a vazão será garantida por meio da abertura de uma das comportas do Vertedouro. A estrutura do respectivo portal terá o coroamento na El. 272,5 m e alojará as ranhuras das comportas vagão corta-fluxo e ensecadeiras. A colocação e o posterior içamento dessas comportas serão realizados a partir da ponte de serviço do Vertedouro, com a respectiva comporta segmento na posição fechada, uma vez que o portal acabará afogado durante a operação de fechamento, pois o reservatório encherá rapidamente. Estão previstos 6 comportas vagão para fechamento das galerias de desvio a montante (dimensões de 12,1 x 9,5 m) e 6 jogos de comportas ensecadeiras com dimensões idênticas para fechamento a jusante, o que permitirá a concretagem de duas galerias por vez. A curva de vazão para o desvio de segunda fase é apresentada na Figura 5.3.2.a.

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Figura 5.3.2.a Curva de Vazão de Desvio de 2ª Fase

436.00

437.00

438.00

439.00

440.00

441.00

442.00

300 500 700 900 1100 1300 1500Vazão (m³/s)

NA

(m)

Nota: A cota se refere ao nível d’água de montante. Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). 5.3.3 Enchimento do Reservatório Utilizando-se balanço de massas, no qual os volumes acumulados no reservatório resultam da diferença entre vazões afluentes e efluentes, foram consideradas 36 possibilidades de executar o enchimento do reservatório. No caso das vazões afluentes foram consideradas três alternativas, correspondentes a cenários extremos e médio, conforme mostrado na Tabela 5.3.3.a. Para a vazão residual foi considerado o valor de 376 m³/s, equivalente a vazão média mínima com 7 dias de duração e 10 anos de recorrência (Q7,10) no local do aproveitamento. Tabela 5.3.3.a Vazões Afluentes Consideradas no Estudo de Enchimento (m³/s) em AHE Colíder

ANO Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Seco (1967) 778 685 1158 1245 425 474 417 357 300 323 404 642

Médio (1985) 1705 1703 1473 1370 961 677 557 464 437 568 670 710 Úmido (1940) 1790 2478 3201 2497 1227 727 682 557 502 498 817 710

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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Dessa forma, foram determinados os tempos decorridos desde o início da operação de enchimento até que se atingisse o nível da soleira do vertedouro (256,10 m) e o nível d’água normal (268,50 m), o que equivale a acumulação de um volume de 1.582 hm3. Os resultados obtidos estão expostos na Tabela 5.3.3.b e nas Figuras 5.3.3.a e 5.3.3.b. Tabela 5.3.3.b Tempos de Enchimento do Reservatório (dias)

Cota da Soleira do Vertedouro (256,1m) Cota do NA Máximo Normal (268,5m) Mês de início do enchimento Ano Seco Ano Médio Ano Úmido Ano Seco Ano Médio Ano Úmido

Jan 9 3 3 51 14 13 Fev 11 3 2 41 14 9 Mar 5 4 2 24 17 7 Abr 4 4 2 22 19 9 Mai 50 6 4 N/A 33 22 Jun 40 11 10 N/A 110 56 Jul N/A 19 11 N/A 131 89

Ago N/A 41 19 N/A 119 104 Set N/A 38 27 N/A 56 86 Out N/A 18 27 N/A 72 65 Nov 39 12 8 84 59 46 Dez 13 10 10 57 37 37

Mínimo 4 3 2 22 14 7 Máximo 50 41 27 84 131 104

Notas: N/A = Não aplicável. Os tempos de enchimento máximos referem-se somente aos campos com valores Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Nota-se que a adoção da vazão residual equivalente a vazão média mínima com 7 dias de duração e 10 anos de recorrência (Q7,10) no local do aproveitamento torna impraticável o fechamento do rio, no caso de um ano seco, nos meses de maio a outubro. De maio a julho há impossibilidade de realizar o fechamento do rio em virtude de sua vazão não ser suficiente para promover o enchimento total até o início de agosto, quando o balanço de massa passa a ser negativo, já que entre esse mês e outubro a vazão afluente é inferior à vazão residual. Conclui-se, portanto, que: • O tempo mínimo necessário para que o nível d’água normal seja atingido é de cerca de 7

dias, correspondente ao fechamento do rio no mês de março, na ocorrência de um ano extremamente chuvoso;

• Já que no ano seco torna-se impraticável o fechamento do rio entre os meses de maio a outubro, o maior tempo de enchimento se dá em um ano médio. Nesse caso, iniciando-se o enchimento no mês de julho, o processo pode demorar mais de 4 meses.

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Figura 5.3.3.a Tempos de enchimento do reservatório (dias) - soleira do vertedouro (256,1 m)

0

10

20

30

40

50

60

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Dia

s

Ano Seco Ano Médio Ano Úmido

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Figura 5.3.3.b Tempos de enchimento do reservatório (dias) - nível d’água máximo normal (268,5 m)

0

20

40

60

80

100

120

140

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Dia

s

Ano Seco Ano Médio Ano Úmido

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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5.3.4 Desativação de Obras Em todas as áreas de intervenção serão executados trabalhos de recuperação ambiental, com a remoção de todos os equipamentos e restos de materiais de obras. Isso incluirá a desativação do canteiro de obras, incluindo a remoção das instalações e dos restos de materiais de construção porventura não utilizados. Será realizada, então, a recomposição da cobertura vegetal original ou a forração com gramíneas no caso de taludes e áreas de solo compactado. A recuperação das áreas de trabalho utilizadas (inclusive jazidas e bota-esperas) será parte integrante dos serviços de construção, sendo sempre obrigação contratual dos respectivos responsáveis pela execução dos serviços. Também será prevista como parte dos procedimentos de desativação de obra a inutilização de todos os caminhos de serviço abertos para execução das obras e que não serão necessários para a sua operação e manutenção. 5.3.5 Condicionantes e Tratamentos Previstos para as Fundações Canal de Aproximação e Vertedouro O Canal de Aproximação será implantado, no seu início a montante, à cota 240 m, ou seja, após a remoção da camada aluvionar até o topo rochoso local. Na sua parte de jusante será implantado à cota 235,50 m, após a remoção da camada de arenito friável que recobre o arenito coerente a medianamente coerente. Neste trecho será construído, ao longo de toda largura do canal, um tapete impermeável de solo argiloso compactado, com cerca de 80 m de largura (2 H) e 2,5 m de espessura, recoberto por uma camada de 0,5 m protetora contra trincas. O Vertedouro terá suas fundações à cota 232 m para o corpo principal e para a laje da bacia de dissipação, ou seja, no mínimo a cerca de 11 m de profundidade do topo rochoso local. Com isto, a base da estrutura será embutida em arenitos de boas características geomecânicas. Além disto, é previsto um rebaixo na sua parte de montante até a cota 227 m. A escavação para a construção deste rebaixo permitirá a inspeção das fundações da estrutura principal, permitindo eventuais ajustes nas suas cotas e tratamentos. A extremidade de jusante da bacia de dissipação contará com um rebaixo (dente) de 2 m de profundidade. Como tratamento das fundações do Vertedouro é prevista a execução de duas cortinas, uma de injeção e outra de drenagem, executadas a partir da galeria implantada no concreto do rebaixo de montante.

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A cortina de injeção será composta por uma linha furos de Ø 75 mm injetados com calda de cimento. Os furos serão espaçados de 3 m e terão profundidades da ordem de 2/3 da coluna d’água do reservatório até o nível da fundação da estrutura e serão perfurados a partir de tubos de espera embutidos no concreto armado da estrutura, por equipamentos roto-percussivos, intercalados com rotativos, estes nos casos de furos exploratórios e de controle dos resultados das injeções. A cortina de drenagem será executada após a conclusão da cortina de injeção e será composta por uma linha de furos de Ø 100 mm, espaçados a cada 3 m e com profundidades de 9 m abaixo da cota de fundação da estrutura. Estes furos de drenagem serão perfurados por equipamentos roto-percussivos e terão, em seu interior, tubos tipo “geomecânicos” (com ranhuras) de diâmetros de 20 mm, envoltos em filtro de areias. A laje da bacia de dissipação será ancorada no maciço rochoso por meio de barras CA 50, Ø 25 mm e 6 m de extensão, numa malha de 3 x 3 m. Contará também com uma drenagem no contato concreto-rocha por meio de tubos meia-cana em disposição espinha-de-peixe. No dente de jusante serão implantados barras de ancoragem CA 50, Ø 25mm e 6 m de extensão, formando uma linha com as barras espaçadas a cada 3 m. Circuito de Adução e Casa de Força O Canal de Adução será implantado à cota 233 m, a cerca de 7 m de profundidade abaixo do topo rochoso local. Para isto serão removidas as camadas de solos de cobertura, a de arenito alterado, friável e cerca de 2 m do arenito coerente a medianamente coerente. Neste trecho será construído, ao longo de toda largura do canal, um tapete impermeável de solo argiloso compactado, com cerca de 80 m de largura (2 H) e 2,5 m de espessura, recoberto por uma camada de 0,5 m protetora contra trincas. A Tomada d’Água e Casa de Força terão suas fundações, respectivamente, às cotas 226 m e 223 m, ou seja, a cerca de 18 m e 22 m de profundidade do topo rochoso local. Nesta cotas o maciço arenítico apresenta boas características geomecânicas. Na galeria implantada na Tomada d’Água serão, também, executadas, tal como na galeria do Vertedouro, duas cortinas, uma de injeção e outra de drenagem, com profundidades de 21 e 15 m, respectivamente. Canal de Fuga O Canal de Fuga no seu trecho inicial de 10 m de comprimento terá uma laje com 2 m de espessura, ancorada no maciço rochoso por meio de barras CA 50, Ø 25 mm e 6 m de extensão, numa malha de 3 x 3 m. O topo desta laje inicial será à cota 222,70 m. Para a construção daquela laje, serão escavadas as camadas de aluvião e de arenito friável e o trecho superior do arenito medianamente coerente/coerente.

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5.4 Áreas de Apoio 5.4.1 Canteiro de Obras O arranjo geral sugere a implantação de 1 Canteiro Industrial e Administrativo no sítio das obras a jusante do barramento na margem direita, no município de Nova Canaã do Norte. A configuração do canteiro de obras é representa no desenho PJ0674-V-R00-GR-DE-062. Para o canteiro industrial e administrativo são previstas as edificações listadas na Tabela 5.4.1.a com suas áreas construídas aproximadas, que poderão ser acrescidas e/ou complementadas se o andamento da obra assim o exigir. Tabela 5.4.1.a Edificações previstas no canteiro de obras administrativo e industrial do AHE Colíder

Edificações Área Construída Prevista ou Unidades

Portaria/guarita 15,0 m² Chapeira 50,0 m² Escritório Técnico / administrativo 1.000,0 m² Ambulatório / Segurança do Trabalho 100,0 m² Cozinha / Refeitório 1.000,0 m² Vestiário / Sanitário 60,0 m² Alojamentos / Área de Lazer 10.000,0 m² Casa de Visita 110,0 m² Laboratório 90,0 m² Oficina Mecânica 1.200,0 m² Almoxarifado 600,0 m² Lavagem / Lubrificação / Borracharia 100,0 m² Posto de abastecimento 30,0 m² Centrais de Armação e Carpintaria 800,0 m² Centrais de Concreto e Britagem 2 un. Depósito de Cimento 100,0 m² Paiol de explosivos 80,0 m² Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). O paiol de explosivos deverá ter área reservada exclusivamente para esta finalidade situada a distância segura dos locais de apoio às obras, demarcada segundo padrões das respectivas normas técnicas da ABNT. Dimensionamento e Especificações Gerais As construções que fazem parte dos canteiros deverão ser dimensionadas com base nas Normas da ABNT. O dimensionamento das estruturas administrativas será baseado no Cronograma de Permanência de Mão-de-Obra.

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São previstos alojamentos no canteiro de obras para atender o efetivo da obra estimado em 2.750 homens no pico. Prevê-se também a utilização de mão-de-obra local correspondente a 40% do efetivo previsto. Do mesmo modo, para o dimensionamento do almoxarifado, oficina e pátios industriais deverão ser estabelecidos os quantitativos mensais de utilização de materiais, e os recursos de equipamentos alocados mensalmente na obra. O dimensionamento dos escritórios administrativos e escritórios de campo devem tomar por base o organograma da obra e o quadro de pessoal administrativo. Remoção de Resíduos Em pontos estratégicos das instalações do canteiro e frentes de serviços deverão ser instaladas caçambas metálicas ou plásticas, fechadas, destinadas a coletar todos os resíduos sólidos domésticos, os quais serão recolhidos ao final do expediente e removidos para o destino final, observadas as normas de seleção e embalagem. Todo o entulho originado no canteiro ou nas frentes de serviço deverá ser recolhido em caminhões tipo “brooks” e removidos imediatamente após serem cheios. Os resíduos perigosos deverão ser encaminhados para empresa especializada em descontaminação/reciclagem, cadastrada e certificada pelos órgãos ambientais. Sistema Viário Interno Um sistema viário será elaborado para atendimento ao fluxo de veículos e equipamentos na área do canteiro de obras e frentes de serviço. Deverá ser previsto um sistema de sinalização e orientação em função do volume de tráfego esperado. Transporte Externo Cargas de materiais para fora da obra deverão ser efetuadas por veículos compatíveis com o tipo e peso do material transportado. O tráfego desses veículos se fará entre a portaria da obra e a área do canteiro ou frentes, por trajeto aprovado pela fiscalização, observadas as limitações e as normas de segurança internas. Especial atenção será dada ao transporte do pessoal operário na entrada e saída do seu turno de trabalho e no horário de almoço. Para transporte de pessoal entre a obra e as cidades que abrigarão o efetivo de mão-de-obra serão utilizados ônibus.

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Energia Elétrica e Iluminação Prevê-se que a energia elétrica necessária à execução da obra será fornecida pela CEMAT por meio ramal a ser implantado. Assim, a partir da subestação do canteiro de obras, será construída rede elétrica interna na tensão requerida. No entanto, há possibilidade que na fase inicial das obras a demanda por energia elétrica seja atendida por meio de grupos geradores. A geração de energia elétrica de emergência deverá ser feita também através de grupos geradores diesel. Abastecimento de Água O fornecimento de água poderá ser feito a partir de captação no próprio rio Teles Pires, através de estação de captação e bombeamento que conduzirá a água bruta, através de uma adutora, até um reservatório junto à estação de tratamento de água. A água destinada ao consumo humano será tratada e tornada potável conforme os padrões de potabilidade exigidos. Sistema de Esgotos Sanitários Nos meses iniciais da fase construtiva, os efluentes domésticos gerados no canteiro de obras poderão ser encaminhados para sistema de fossas sépticas devidamente dimensionadas. Posteriormente, será implantado sistema de tratamento de efluentes. Toda a rede será executada em tubos de PVC, tipo esgoto, com juntas de anel de borracha. Deverão ser utilizadas caixas de passagem em todas as mudanças de direção da tubulação. Sistema de Drenagem de Águas Pluviais O sistema de drenagem de águas pluviais do canteiro e acampamento de obras deverá ser constituído de redes coletoras superficiais e subterrâneas, dimensionadas de acordo com os critérios usuais de projetos para esse fim. Sistema de Proteção contra Incêndio O canteiro de obras deverá ser dotado de um sistema de proteção contra incêndio constituído de redes de hidrantes de coluna dispostas nas proximidades das instalações do canteiro e edificações do acampamento, com pressão suficiente para garantir as vazões mínimas requeridas, e conjunto de extintores portáteis padronizados, localizados e demarcados segundo os padrões das respectivas normas técnicas da ABNT. Viveiro de Mudas Será implantado em área adjacente ao canteiro de obras e contará com abastecimento de água e uma estrutura que permita regular o sombreamento das áreas de produção. O viveiro deverá produzir mudas para posterior aproveitamento em trabalhos de recuperação de áreas degradadas.

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5.4.2 Áreas de Exploração de Materiais Naturais de Construção e Bota-foras Na região de interesse aos estudos, foram identificadas as ocorrências de materiais naturais de construção que poderão ser utilizados na construção das obras do empreendimento. Áreas de Empréstimos A localização das potenciais áreas de empréstimo identificadas nos estudos de viabilidade é indicada no desenho PJ0674-V-G03-GR-DE-029. O desenho indica também os acessos. Foi identificado na atual fase dos estudos um total de 5 áreas situadas na margem esquerda e direita. Em cada das potenciais áreas foram desenvolvidos diferentes níveis de investigação dos atributos e características dos materiais. Na margem direita, a Área AE1 está posicionada a 1 km do eixo da alternativa selecionada. A Área AE2 está situada a 4 km do eixo, apresentando um volume estimado de mais de 1.000.000 de m3 e uma ampla variedade de solos. Área AE4 encontra-se distante cerca de 25 km do eixo ao longo da estrada de terra existente. Tem um volume estimado em cerca de 1.000.000 m3. Na margem esquerda, a Área AE3 está situada a menos de 2 km do eixo. Estima-se o volume disponível em cerca de 750.000 m3. A outra potencial jazida situada na margem esquerda, Área DL-02, está situada a 7 km do eixo, apresentando volume estimado em cerca de 200.000 m3. Jazidas de Areia e Cascalho As ocorrências de areia e cascalho nas margens do rio Teles Pires são inadequadas para uso como material de construção. As areias apresentam granulometria muito fina e estão contaminadas por argilas e matéria orgânica. Os cascalhos, por sua vez, apesar de constituídos por arenito coerente, ocorrem em pequenos volumes. Assim, as areias necessárias para as obras de concreto e de terra deverão ser obtidas por moagem das rochas graníticas. Pedreiras Foram delimitados dois locais de ocorrência de rocha granítica em pontos mais próximos do empreendimento (MP 1 e MP2). O material é um granito grosseiro, relacionado à Suíte Canaã (biotita monzogranito e sienogranito) adequado para uso previsto nas obras de concreto e enrocamento. O desenho PJ0674-V-G03-GR-DE-029 apresenta a localização destas duas ocorrências.

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A primeira ocorrência localiza-se à margem da estrada que liga Colíder à área de implantação do empreendimento, a em estudo, a cerca de 9 km em linha reta do sítio do empreendimento. É formada por afloramento de lajedo de dimensões aproximadas 30 m x 5 m e existem vários matacões esparsos nos arredores. O relevo local acidentado, em região de pastagem, denota a proximidade do maciço rochoso, da superfície. Pode-se afirmar que neste local será possível implantar uma pedreira com volume superior a 300.000 m³. A segunda ocorrência localiza-se à margem da mesma estrada, distante cerca de 3 km da ocorrência anterior. É formada por afloramentos do mesmo material anterior. Pode-se afirmar, também, que neste local será possível implantar uma pedreira com volume superior a 300.000 m³. 5.4.3 Bota-foras Na atual fase dos estudos foram identificadas duas potencias áreas para utilização como bota-foras. Ambas estão situadas a montante do eixo do barramento, na área do reservatório. Conforme estimativas iniciais são suficientes para a disposição dos materiais de escavação (volume inferior a 1.100.000 m3) não aproveitados, que deverá atingir a cota máxima de 263,00 m. A localização das áreas é indicada no desenho 5.5 Logística de Apoio à Obra O acesso ao local do empreendimento será feito a partir da cidade de Colíder pela estrada de terra que contorna a Serra Formosa e serve de acesso às comunidades de São Sebastião e Santo Antonio. A distância entre a área urbana de Colíder e o eixo selecionado é de aproximadamente 60 quilômetros. Para servir como acesso principal às obras, a estrada que dá acesso à Fazenda Assunção pela margem direita deverá receber melhorias, sobretudo nos 3 km finais do trecho de descida da Serra Formosa. Acessos secundários deverão ser construídos proporcionando a ligação entre as jazidas e bota-foras com o acesso principal, área do barramento e casa de força. Deverá também ser construída a ligação entre os canteiros e as frentes de serviço do barramento e casa de força. Mobilização de Pessoal Os critérios de mobilização de pessoal deverão ser planejados levando-se em conta os diversos níveis funcionais. A equipe de direção e gerenciamento da obra deverá ser formada em sua maioria por engenheiros e profissionais especializados.

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Os profissionais com função técnico-administrativa, bem como operários especializados e operários não especializados serão selecionados na própria região (40%) ou recrutados em outras regiões do país pelas empresas construtoras (60%). Mobilização de Equipamentos Todos os equipamentos usados a serem mobilizados deverão ser objetos de uma revisão minuciosa, de modo a assegurar uma imediata condição de utilização, dentro de níveis de disponibilidade mecânica adequados. O transporte dos equipamentos de maior porte deverá ser feito em carretas, sendo os demais transportados em caminhões comuns. Os caminhões e veículos a serem mobilizados poderão se deslocar até o canteiro por seus próprios meios. Suprimento de Materiais A estrutura de suprimentos de materiais deverá ser condizente com a quantidade de materiais a serem consumidos na obra. A política de compra e estocagem deverá ser estabelecida para cada tipo de material em função de sua movimentação, tempo de reposição e importância que representa para a execução da obra. O sistema de suprimento de matérias primas a ser implantado, deverá ser operado por profissionais experientes em obras de médio e grande porte, apoiados por um programa de suprimentos informatizado. Fator determinante na boa condução dos trabalhos será a determinação das fontes de suprimento de materiais que potencialmente possam atender às obras, levando-se em consideração nesta determinação as características qualitativas e quantitativas dos diversos fornecedores ou áreas produtoras. Os materiais deverão ser adquiridos prioritariamente de fornecedores regionais, notadamente nas cidades de Colíder e Sinop. Esta política se justifica pela economia dos custos de transporte, velocidade no suprimento à obra, redução dos níveis de estoque e fortalecimento do mercado regional ou local. Caso o mercado local não disponha de todos os materiais necessários à execução da obra, alguns serão adquiridos em outras localidades, através de escritórios de apoio. Os principais materiais a serem adquiridos são: • Madeira: Os produtos tais como madeiras, compensados, pontaletes, pranchões, deverão

ser adquiridos diretamente dos fabricantes. • Aço: O aço para construção deverá ser adquirido diretamente das usinas produtoras. O aço

deverá ser testado para verificação do atendimento às normas de fabricação exigidas e posteriormente encaminhado para o pátio de armação do canteiro.

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• Cimento: O cimento tipo Portland a ser utilizado na obra deverá ser obtido diretamente dos fabricantes. O controle de estoque deste material será diário, com os pedidos sendo emitidos com antecedência de uma semana, evitando-se desta forma o envelhecimento de cimento estocado.

• Combustível e lubrificante: Os combustíveis e lubrificantes deverão ser fornecidos por distribuidoras autorizadas de combustível de nível nacional.

• Materiais de Construção em Geral: Os materiais necessários à construção do canteiro de obras e de instalações diversas deverão ser adquiridos, conforme as quantidades necessárias, nos distribuidores regionais ou em estabelecimentos comerciais situados na região.

5.6 Padrão Operacional da Usina O padrão operacional do AHE Colíder será a fio d’água, o que significa que as vazões afluentes serão sempre iguais às vazões de jusante. Desta forma, a vazão afluente ao reservatório que não for turbinada e restituída ao rio através do canal de fuga, será extravasada pelo vertedouro, sendo também integralmente restituída. Ressalta-se que, no caso de paradas, programadas ou não, para manutenção das turbinas, a vazão não turbinada será naturalmente extravasada pelo vertedouro e também restituída ao rio. No caso da operação a fio d’água em condições normais, o nível operacional do reservatório será constante (Nível d’Água Máximo Normal igual ao Mínimo). O nível varia apenas quando há vertimento, com a passagem de vazões maiores que a turbinada máxima. 5.6.1 Determinação do Nível d’Água Mínimo Operativo A determinação deste nível é realizada considerando-se inicialmente uma operação a fio d’água e aumentando-se paulatinamente a depleção do reservatório até o limite econômico de depleção, ou seja, até o limite de utilização do seu volume útil. Para tanto devem ser auferidos os ganhos de energia firme que cada uma das alternativas de NA mínimo do reservatório do aproveitamento em estudo propicia à ela própria e às usinas a jusante devido à sua capacidade de regularização de vazões. Foram avaliadas alternativas de NA mínimo variando entre 268,5 m (fio d’água) e 260,5 m (8,0 m de deplecionamento máximo) com intervalos de 2 em 2 m, correspondente a um deplecionamento de 1/3 da queda bruta. Na Tabela 5.6.1.a são apresentados os ganhos de energia firme local e na cascata, em relação à alternativa de deplecionamento nulo, propiciados pelo reservatório do AHE Colíder, para as alternativas de deplecionamento máximo estudadas.

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Tabela 5.6.1.a Benefícios Energéticos Propiciados por Deplecionamento do Reservatório

Nível d’Água Mínimo Depleção Volume Útil Energia Firme Local

Energia Firme Incremental na

Cascata (m) (m) (106 m³) (MW médio) (MW médio)

268,5 0,0 0,0 166,30 161,33 266,5 2,0 302,7 164,31 163,25 264,5 4,0 562,3 162,59 164,39 262,5 6,0 784,8 160,96 165,01 260,5 8,0 976,0 159,37 165,35

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Os resultados apresentados na tabela acima indicam que o deplecionamento do reservatório resulta em perdas energéticas para o AHE Colíder e um ganho muito pequeno para o conjunto de aproveitamentos que compreende a própria usina em estudo e aqueles previstos a jusante. Assim, a operação do mesmo deverá ser a fio d’água, com NA mínimo e NA máximo iguais a 268,5 m, evitando-se qualquer perda de queda no AHE Colíder. A Figura 5.6.1.a apresenta a permanência de queda líquida do aproveitamento, observada na simulação de sua operação com o histórico de vazões.

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Figura 5.6.1.a Permanência de Queda Líquida Média do AHE Colíder

18

19

20

21

22

23

24

25

26

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

PERMANÊNCIA (%)

QU

EDA

LÍQ

UID

A (m

)

HREF = 21,23 m

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A queda de referência de um aproveitamento hidrelétrico, definida como a queda para a qual a turbina, com abertura máxima do distribuidor, faz com que o gerador forneça a sua máxima potência, foi fixada como a queda líquida com 95% de permanência durante a simulação da operação da usina ao longo do histórico de vazões. Logo, ficou definida uma queda de referência de 21,23 m para o AHE Colíder. A queda de projeto é definida como a queda para a qual o rendimento da turbina será máximo. Esta queda é dada pela média ponderada da queda líquida média mensal pela energia mensal resultante da simulação da operação do aproveitamento durante o período crítico. Considerando tal critério, foi determinada uma queda de projeto igual a 23,21 m. 5.6.2 Determinação da Motorização Ótima O ponto inicial do estudo de motorização é o levantamento da curva energia firme local versus potência instalada. Esta curva permite visualizar os incrementos de energia firme decorrentes do aumento da potência instalada do aproveitamento em análise. Para definição da motorização do aproveitamento, foram analisadas as alternativas apresentadas na Tabela 5.6.2.a.

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Tabela 5.6.2.a Alternativas de Motorização do AHE Colíder

Potência Instalada (MW)

Energia Firme (MW médio) Fator de Capacidade

280 163,6 0,58 290 165,1 0,57 300 166,3 0,55 310 167,4 0,54

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A curva energia firme local versus potência instalada do AHE Colíder é mostrada na Figura 5.6.2.a. Figura 5.6.2.a Variação da Energia Firme Local com a Potência Instalada no AHE Colíder

161

162

163

164

165

166

167

168

270 280 290 300 310

POTÊNCIA (MW)

ENER

GIA

FIR

ME

(MW

méd

io)

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A motorização ótima surge do confronto dos benefícios resultantes dos incrementos de potência com os custos necessários para obtê-los, ou seja, deve-se fazer uma análise benefício/custo incremental a qual compara os benefícios e os custos incrementais ao se elevar a potência instalada. Enquanto o benefício incremental for maior que o custo incremental, é vantajoso elevar a potência instalada. Os resultados da avaliação benefício/custo incremental para determinação da motorização ótima são apresentados na Tabela 5.6.2.b e na Figura 5.6.2.b.

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Tabela 5.6.2.b Análise Benefício/Custo Incremental para Motorização do AHE Colíder com 3 Unidades Geradoras Potência Instalada

(MW)

Energia Firme Local

(MWmédio)

∆ Benefício Anual (R$)

∆ Custo Anual (R$)

Benefício / Custo Incremental

280 163,57 - - - 290 165,06 2.147.581,01 1.547.612,61 1,39 300 166,30 1.787.248,62 1.733.122,57 1,03 310 167,40 1.585.462,49 1.804.089,48 0,88

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Figura 5.6.2.b Curva de Benefício/Custo Incremental do AHE Colíder

0,80

0,90

1,00

1,10

1,20

1,30

1,40

290 295 300 305 310POTÊNCIA (MW)

REL

ÃO

BEN

EFÍC

IO /

CU

STO

INC

REM

ENTA

L

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Como pode ser observado, a potência ótima a ser instalada estaria entre 290 e 300 MW. Com o objetivo de maximizar o potencial do aproveitamento optou-se pela alternativa de maior capacidade. Assim sendo, definiu-se como motorização ótima a ser instalada no AHE Colíder aquela que resulta em uma potência instalada de 300 MW, distribuída igualmente em 3 unidades geradoras (3 x 100 MW).

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5.6.3 Energia Firme e Fator de Capacidade A energia firme local do aproveitamento, conforme resultado obtido nos estudos de viabilidade é de 166,30 MW médios. O fator de capacidade do aproveitamento, razão entre a sua energia firme local e a sua potência instalada, é de 55%. 5.6.4 Estudos de Remanso Aspectos Gerais Os estudos de remanso desenvolvidos nos estudos de viabilidade (PCE, 2008) objetivaram identificar a influência do reservatório do AHE Colíder sobre os níveis d’água do rio Teles Pires, em particular na região do canal de fuga do AHE Sinop, situado a 95 km a montante do sítio do aproveitamento, já que nas proximidades do reservatório não existem aglomerados urbanos importantes nem tampouco obras de infra-estrutura que justificassem a verificação de interferências específicas. Nos estudos em questão utilizou-se o programa HEC-RAS desenvolvido pelo US Army Corps of Engineers (1997), que calcula perfis de linhas d’água e respectivas linhas de energia numa abordagem permanente, unidimensional e gradualmente variada. Desta forma, é possível calcular perfis da linha d’água de cursos d’água, em condições naturais e artificiais, quaisquer que sejam a seção transversal, o regime de escoamento e as descargas. O procedimento de cálculo baseia-se na aplicação das equações de conservação de massa e de energia entre as seções de cálculo, sendo as perdas por atrito estimadas pela fórmula de Manning. A técnica de aferição do modelo consiste em tornar compatíveis os valores dos níveis d’água obtidos por simulação com os observados nos perfis instantâneos ao longo do trecho de rio em estudo, para uma determinada descarga. A etapa de calibração do modelo, que consiste no estabelecimento de coeficientes de rugosidade em cada seção e nos coeficientes de perdas de carga localizadas devido às transições em cada trecho, de forma a obter níveis d’água simulados aproximadamente iguais aos observados, tem fundamental importância para assegurar um prognóstico mais realista das condições hidráulicas de escoamento para outras vazões em condições naturais e com reservatório. A calibração do modelo de escoamento em condições naturais - aferição dos coeficientes de rugosidade e de perda de carga - foi realizada para os perfis de linha d’água instantâneos medidos em 16/12/2007, 17/02/2008, 19/03/20 08 e 20/05/08, utilizando-se as vazões obtidas a partir da curva-chave do posto TPR-680. Dessa forma, foram empregadas, respectivamente, as vazões de 969 m³/s, 2168 m³/s, 1954 m³/s e 905 m³/s, na calibração dos perfis supracitados.

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Simulação do Remanso Foram realizadas simulações considerando 4 diferentes vazões: a média de longo termo (943 m³/s) e as vazões associadas às recorrências de 100 (4.427 m³/s), 1.000 (5.550 m³/s), e 10.000 anos (6.673 m³/s). Cada uma delas contemplou as condições de contorno de jusante correspondente ao nível d’água em situação natural e ao N.A. Normal do Reservatório (268,50 m). As linhas d’água em condições naturais, para as diferentes vazões analisadas, foram obtidas considerando os coeficientes de rugosidade de Manning. Na Tabela 5.6.4.a são apresentados os níveis d’água obtidos para as diversas seções de cálculo na condição natural do rio. A Tabela 5.6.4.b inclui os níveis d’água obtidos na simulação com reservatório. A localização das seções topobatimétricas é indicada na Figura 5.6.4.a. Nas Figuras 5.6.4.b, 5.6.4.c, 5.6.4.d e 5.6.4.e estão apresentados os níveis d’água correspondentes às vazões supracitadas do rio Teles Pires, ao longo do estirão correspondente ao futuro reservatório do aproveitamento.

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Figura 5.6.4.a Localização das seções topobatimétricas

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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Tabela 5.6.4.a Níveis d’água simulados para condições naturais (em m)

Vazões Seção

QMLT T=100 T=1000 T=10.000

25 268,32 271,93 272,79 273,52 24,5 268,30 271,91 272,79 273,52 24,25 268,03 271,68 272,55 273,29

24 265,46 269,45 270,35 271,10 23 264,99 268,75 269,58 270,25 22 264,74 268,24 269,04 269,65 21 263,85 266,13 266,71 267,27 20 258,23 260,63 261,20 261,67 19 256,01 259,38 260,06 260,72 18 254,69 258,30 258,92 259,57 17 252,23 256,44 257,39 258,33 16 251,16 255,96 257,02 258,05 15 250,41 255,43 256,58 257,69 14 249,97 255,28 256,47 257,63 13 249,74 255,11 256,33 257,52 12 249,55 255,04 256,28 257,49 11 249,28 254,94 256,19 257,42 10 248,96 254,76 256,01 257,24 9 248,53 254,42 255,71 257,00 8 247,96 253,50 254,92 256,32

7,5 247,58 253,31 254,78 256,22 7 246,71 252,96 254,55 256,06 6 246,26 252,73 254,36 255,91 1 246,05 252,56 254,23 255,80

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Tabela 5.6.4.b Níveis d’água simulados considerando o reservatório do AHE Colíder (em m)

Vazões Seção

QMLT T=100 T=1000 T=10.000

25 269,37 272,16 272,93 273,62 24,5 269,36 272,15 272,93 273,63 24,25 269,25 271,94 272,71 273,40

24 268,71 270,20 270,83 271,44 23 268,64 269,72 270,21 270,68 22 268,60 269,44 269,84 270,23 21 268,53 268,75 268,88 269,05

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Tabela 5.6.4.b Níveis d’água simulados considerando o reservatório do AHE Colíder (em m)

Vazões Seção

QMLT T=100 T=1000 T=10.000

20 268,50 268,53 268,55 268,57 19 268,50 268,56 268,59 268,63 18 268,50 268,54 268,56 268,59 17 268,50 268,53 268,55 268,58 16 268,50 268,53 268,55 268,57 15 268,50 268,52 268,54 268,55 14 268,50 268,53 268,54 268,56 13 268,50 268,52 268,54 268,55 12 268,50 268,52 268,54 268,55 11 268,50 268,52 268,54 268,55 10 268,50 268,51 268,52 268,53 9 268,50 268,52 268,52 268,53 8 268,50 268,51 268,51 268,52

7,5 268,50 268,51 268,51 268,51 7 268,50 268,51 268,51 268,51 6 268,50 268,50 268,50 268,50 1 268,50 268,50 268,50 268,50

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Figura 5.6.4.b Perfis do nível d’água para a vazão média de longo termo

237.00

242.00

247.00

252.00

257.00

262.00

267.00

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Elev

ação

(m)

Distância (m)

Fundo 943 m³/s Perfil com Reservatório SINOP

AH

ES

INO

PAH

E C

olíd

er

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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Figura 5.6.4.c Perfis do nível d’água para a vazão com recorrência de 100 anos

237.00

242.00

247.00

252.00

257.00

262.00

267.00

272.00

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Elev

ação

(m)

Distância (m)

Fundo 4427 m3/s Perfil com Reservatório SINOP

AH

ES

INO

P

AH

E C

olíd

er

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Figura 5.6.4.d Perfis do nível d’água para a vazão com recorrência de 1.000 Anos

237.00

242.00

247.00

252.00

257.00

262.00

267.00

272.00

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Elev

ação

(m)

Distância (m)

Fundo 5550 m3/s Perfil com Reservatório SINOP

AH

ES

INO

P

AH

E C

olíd

er

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008).

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Figura 5.6.4.e Perfis do Nível d’Água para a Vazão com Recorrência de 10.000 anos

237.00

242.00

247.00

252.00

257.00

262.00

267.00

272.00

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Elev

ação

(m)

Distância (m)

Fundo 6673 m3/s Perfil com Reservatório SINOP

AH

ES

INO

P

AH

E C

olíd

er

Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). A Tabela 5.6.4.c permite comparar os níveis d’água no Canal de Fuga do AHE de Sinop. Tabela 5.6.4.c Níveis d’água naturais e com reservatório na seção S-25 (estirão fluvial no canal de fuga do AHE Sinop (em m)

Vazões MLT 100 anos 1000 anos 10000 anos Seção

Natural Reserv. Natural Reserv. Natural Reserv. Natural Reserv.

S- 25 268,32 269,37 271,93 272,16 272,79 272,93 273,52 273,62 Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Verifica-se que o remanso do reservatório de Colíder não provoca sobrelevações de nível d’água significativas para as vazões maiores. No caso da QMLT, entre o nível d’água natural e com o reservatório é esperada uma sobrelevação de 1,05 m. 5.7 Principais Quantitativos Seguem abaixo discriminados os principais quantitativos de obra estimados para o AHE Colíder, segundo os estudos de viabilidade (PCE, 2008).

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Barragem: • Concreto convencional: 14.711 m³ • Concreto massa: 4.198 m³ • Enrocamento: 65.900 m³ • Aterro compactado 1.714.500 m³ • Filtros e transições: 340.920 m³ • Escavação comum: 332.900 m³ • Volume total: 2.121.320 m³ Vertedouro: • Concreto (convencional): 58.800 m³ • Escavação comum: (incluindo canal de aproximação): 186.400 m³ • Escavação em rocha a céu aberto: 187.460 m³ Circuito hidráulico de geração: • Concreto (convencional): 60.825 m³ • Escavação comum: (incluindo canal de adução) 60.380 m³ • Escavação em rocha a céu aberto: 75.530 m³ Casa de força: • Escavação comum: 25.380 m³ • Escavação em rocha a céu aberto: 107.160 m³ • Concreto (1º estágio): 94.744 m³ Volumes totais • Escavação comum: 571.310 m³ • Escavação em rocha a céu aberto: 532.772 m³ • Solo: 1.805.340 m³ • Enrocamento: 149.320 m³ • Aterro compactado: 1.805.340 m³ • Concreto convencional: 233.299 m³ • Concreto massa: 99.540 m³ • Volumes destinados a bota foras: até 1.104.082 (escavação em solos e rocha, considerando

a hipótese de que os materiais escavados não servirão a construção do barramento)

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5.8 Cronograma As obras do AHE Colíder deverão ser iniciadas no início da primeira temporada seca após a obtenção da Licença Ambiental de Instalação (LI). O prazo total de construção será de 42 meses. O cronograma geral formulado nos estudos de viabilidade (PCE, 2008) é apresentado no Anexo 5. O Início da operação do primeiro grupo gerador é previsto no final do quadragésimo primeiro mês de obras e operação do segundo grupo após 30 dias. O cronograma foi organizado de modo a permitir melhor visualização de suas atividades, agrupadas de acordo com etapas bem definidas de serviços. 5.9 Mão-de-Obra A quantidade de mão-de-obra estimada para a implantação da obra é de 2.700 empregados diretos no pico das obras. Fora do período de pico, a mão-de-obra na fase de construção é estimada em 1.800 homens. O pico das obras deve ocorrer entre o no 18º e o 33º mês da fase de construção. A utilização de mão-de-obra local será de aproximadamente 40% do efetivo previsto. 5.10 Investimentos O OPE (Orçamento Padrão Eletrobrás) constante nos estudos de viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008) apresenta a composição geral do investimento. Os custos unitários dos principais serviços e materiais foram obtidos a partir de levantamentos atuais de preços praticados no mercado. Os quantitativos foram obtidos a partir das linhas de projeto indicadas nos desenhos de arranjos, através de processos de levantamentos e cálculos geométricos convencionais, considerando as seções geológico-geotécnicas definidas com base nas informações das investigações de campo. Os custos dos equipamentos foram estimados com base em metodologias sugeridas no Manual de Inventário (com valores corrigidos pelo IGP-M) e em experiências recentes de outros projetos, cujas cotações foram obtidas junto a fabricantes. Considerou-se também 3% para transporte e seguro, 10% para montagem e teste para cada equipamento. A data base adotada para referência de custos do orçamento é Novembro/2008. Nesse mês, a taxa média de câmbio (US$/R$) foi US$ 1 = R$ 2,30.

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Assim, o cálculo do investimento total estimado para a implantação do AHE Colíder é de R$ 1.474.493.810, sem incluir os custos do sistema de transmissão para interligação. A composição do custo total pode ser verificada na Tabela 5.10.a. Tabela 5.10.a Composição do Investimento Item Custo (R$) Aquisição de áreas do empreendimento 40.269.460Implantação das ações sócio-ambientais 106.896.166Licenciamento e gestão institucional 913.500Benfeitorias na área da usina (paisagismo, sistema viário interno, guarita de recepção, cerca industrial, drenagem do pátio, etc.)

8.264.390

Casa de força 165.287.870Desvio do rio 51.995.120Tomada de água e adutoras 148.417.480Turbinas e geradores 280.290.780Vertedouro 121.385.330Serviços especiais nas fundações das estruturas de concreto 49.632.000Barragens e adutoras 453.975.480Instalações elétricas auxiliares 23.454.900Diversos equipamentos da usina 19.698.000TOTAL CUSTO DIRETO 1.134.183.670 Custos Indiretos Canteiro e acampamento 9.076.880Engenharia e administração 99.808.160TOTAL CUSTO INDIRETO 114.329.290 TOTAL GERAL c/ juros durante a construção 1.474.493.810TOTAL GERAL s/ juros durante a construção 1.248.512.970Fonte: Estudos de Viabilidade do AHE Colíder (PCE, 2008). Os preços unitários dos principais serviços para as obras civis foram obtidos a partir dos resultados de composições de preços com base nas informações existentes no banco de dados da PCE e parceiros, fundamentalmente relativas a estudos de aproveitamentos hidrelétricos na região. Em se tratando de empreendimento inserido no PAC, considerou-se a isenção de PIS/COFINS. Os custos de equipamentos permanentes foram estimados com base em informações obtidas junto a fabricantes e fornecedores, bem como nos preços e valores existentes no banco de dados da PCE e parceiros. Para avaliação final de custos da alternativa selecionada, foram levadas em conta todas as características determinadas em anteprojeto e todas as informações (peso próprio, custo, etc.) fornecidas por fabricantes para equipamentos similares. Em se tratando de empreendimento inserido no PAC, considerou-se também a isenção de PIS/COFINS.

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O custo de interligação é estimado em R$ 52 milhões, relativos a 130 km da linha de transmissão de 500 kV ao preço de R$ 400 mil por km. Conforme se pode verificar na tabela acima, o principal item de custo é representado pelas barragens e adutoras que, no conjunto exigirão R$ 453,98 x 106, equivalentes a 36% do valor total do investimento (sem juros). As turbinas e geradores exigirão R$ 280,29 x 106, ou 22% do investimento total. O custo do kW instalado será de R$ 4.914,98.