UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ

DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETROTÉCNICA

CURSO DE ENGENHARIA INDUSTRIAL ELÉTRICA / AUTOMAÇÃO

ALLISON DINIZ NOCERA

LUÃ CAVALCANTE DOS SANTOS

PROCESSO DE IMPLEMENTAÇÃO DE UMA PCH E SEUS CUSTOS

Trabalho apresentado à disciplina de Geração de Energia, do curso de Engenharia Elétrica, do Departamento Acadêmico de Eletrotécnica (DAELT) da Universidade Tecnológica Federal do Paraná (UTFPR), como requisito parcial para a aprovação na disciplina.

Professor: Dr. Giberto Manoel Alves

CURITIBA2015

SUMÁRIO

1 Panorama Energético Brasileiro e Mundial...............................................................2

1.1 Década de 90 – Reforma no Setor Elétrico....................................................52 O que é uma PCH?..................................................................................................6

2.1 reservatório de regularização do rio e a fio d’água............................................73 Expansão das PCH’s................................................................................................8

4 Implantação de uma PCH.........................................................................................8

4.1 Riscos na Implantação de uma PCH...............................................................124.2 Custos de uma PCH.........................................................................................13

5 Questões................................................................................................................15

6 Conclusão...............................................................................................................16

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..........................................................................17

1 PANORAMA ENERGÉTICO BRASILEIRO E MUNDIAL

O Brasil é um país com grande potencial hidrográfico e tem usado esse

potencial para gerar energia elétrica. Atualmente é o segundo país com maior

capacidade instalada de geração hidrelétrica no mundo, ficando atrás apenas

da China (Empresa de Pesquisa Energética - EPE, 2014). Além disso, o Brasil

está entre os 10 países que possuem a maior capacidade instalada de geração

elétrica no mundo e segundo o banco de informações de Geração

disponibilizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, o Brasil

possui 136.251.193 kW de potência instalada (ANEEL, 2015).

O consumo de energia é um dos principais indicadores do

desenvolvimento econômico e do nível de qualidade de vida (ANEEL) da

população de um país. Ele reflete as atividades dos setores industrial e

comercial, bem como a capacidade da população obter bens de maior

qualidade, ligados à rede elétrica e que aumentam o consumo de energia

elétrica.

Devido ao fato de o número de consumidores de energia elétrica crescer

a cada ano é preciso investir também em geração de energia. O gráfico abaixo

mostra o avanço do consumo total de energia elétrica (cativo e livre), bem

como o avanço da geração de energia elétrica no Brasil de 2008 até 2013.

Analisando o gráfico nota-se que de 2012 para 2013 a variação do consumo foi

de 3,38 %, enquanto da geração foi 3,17%.

2008 2009 2010 2011 2012 20130

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

388,

472

384,

306

415,

683

433,

034

448,

171

463,

335

463,

120

466,

158

515,

799

531,

758

552,

498

570,

025

ConsumoGeração

Figura 1: Consumo e Geração, em GWh.

Fonte: EPE, 2014.

As informações descritas acima, apesar de destacarem o Brasil no setor

energético, não mostram a crise energética pela qual o país está passando.

Segundo o professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro e diretor do

Centro Brasileiro de Infra Estrutura, Adriano Pires, os motivos da crise são “a

diminuição da tarifa pelo governo no momento que o custo crescia, o atraso

nas obras de geração e transmissão e por fim a falta de chuva”.

A relação entre consumo e capacidade de geração motivou a criação do

horário de ponta para certos consumidores. A grande demanda de energia

durante esse horário é um problema histórico que outros países também

enfrentam. Uma estratégia para conter esse problema e reduzir o consumo de

energia, adotada muitos anos atrás e que é utilizada até hoje, foi a adesão ao

horário de verão, o qual faz com que a iluminação das residências seja

acionada mais tarde. Porém, nos últimos anos essa estratégia não tem sido tão

eficiente quanto no passado.

Observando a tabela abaixo é possível notar que ocorreu um

decrescimento da energia armazenada muito grande ao longo dos últimos 6

anos na região Sul, cuja demanda é segunda maior do país.

Tabela 1 – Decrescimento da energia armazenada ao longo dos anos.

Data% Capacidade

Máxima11/05/201

086,87

11/05/2011

83,12

11/05/2012

46,05

11/05/2013

54,09

11/05/2014

49,13

11/05/2015

32,15

Fonte: Boletim diário da Operação, ONS.

Nesse contexto, o racionamento é frequentemente colocado em pauta e

constantes desligamentos no fornecimento de energia para alguns

consumidores, devido a grande demanda em horários de pico, são iminentes.

Uma das soluções encontradas pelo governo foi estimular o mercado para

construção de pequenas centrais hidrelétricas.

Atualmente, a disponibilidade de recursos energéticos é um dos temas

mais relevantes para o futuro da humanidade. A maior parcela do consumo

energético mundial é derivada de combustíveis Fósseis. No caso brasileiro não

é diferente. Embora as demais fontes tenham evoluído nas últimas décadas, as

fontes não renováveis ainda prevalecem:

Figura 2 – Comparativo entre fontes de energia.Fonte: Resenha Energética MME, 2011.

A figura abaixo mostra uma comparação entre as fontes de energia mais

utilizada pelo mundo juntamente com a porcentagem utilizada no Brasil.

Figura 3 – Fontes de Energia Mundo x Brasil.Fonte: MME, 2010.

O parque hidrelétrico brasileiro teve sua expansão calcada na construção

de usinas de grande porte, aproveitando o enorme potencial dos recursos

hídricos, sendo controladas por empresas estatais e monopolistas. A partir da

década de 80, com a grave crise econômica, elevada inflação, o setor elétrico

enfrentou uma crise, com certa incapacidade do estado de realizar

investimentos e gerenciar a demanda crescente com qualidade no atendimento

e manutenção de tarifas acessíveis. Clemente cita os principais motivos da

crise:

A incapacidade financeira de realizar investimentos necessários; O controle tarifário como fator de controle inflacionário; A elevação da inadimplência; O aumento das perdas técnicas e comerciais; A concorrência entre as concessionárias federais e estaduais por novas

concessões de hidrelétricas e linhas de transmissão; A degradação da gestão técnica e administrativa das empresas; O aumento da demanda de energia decorrente do aquecimento da

economia na época do plano real.

Quando se analisa a situação do mercado energético brasileiro, conclui-

se primeiramente que os investimentos em transmissão solucionaram o

problema de escassez de energia. Uma alternativa utilizada em conjunto com a

potencialização da transmissão é a geração de energia mais próxima dos

grandes centros de consumo, através de centrais de pequeno porte, com baixo

impacto ambiental, as chamadas Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH.

Essas plantas geradoras, com potência reduzida quando comparadas com

grandes aproveitamentos, tornaram-se frequentes no setor elétrico brasileiro

nos últimos anos, por se tratarem de obras de rápida execução, implementadas

em um prazo de dois anos, com custos menores (THOMÉ, 2004).

1.1 Década de 90 – Reforma no Setor Elétrico

A partir de 1990 o setor elétrico passou por uma reforma, com

privatização de algumas estatais, instituição da ANEEL e na determinação da

exploração do potencial hidráulico por meio da concorrência e leilão, tornando

acessível ao capital privado os investimentos na infraestrutura energética

brasileira.

Nesse contexto, aumenta a participação das PCHs (usina hidrelétrica de

pequeno porte, com capacidade entre 1MW e 30MW e área inferior a 3km²),

com procedimentos mais diretos de exploração, maiores incentivos

governamentais, licenciamento ambiental mais simples e atratividade

econômica. A partir do início dos anos 2000 o setor se consolida com uma

parcela importante de contribuição na produção de energia do país.

Embora lançada na década de 1980, o Programa Nacional de PCH foi

reestruturado em 90 com a reorganização do setor.

As principais mudanças destacadas por Andrade (2006, p.25), que

possibilitaram a expansão da oferta deste tipo de empreendimento, são:

A criação da figura do Produtor Independente de Energia Elétrica –

PIE, como agente gerador, totalmente exposto ao regime de mercado

livre, buscando produzir energia por sua conta e risco. Trata-se de

mecanismo de expansão da oferta;

O livre acesso aos sistemas de transmissão e distribuição, permitindo

que os geradores e os consumidores tenham total garantia para firmar

contratos, retirando, desta forma, essa barreira de entrada a novos

agentes;

O desconto (de no mínimo 50%) nas tarifas de uso dos sistemas de

transmissão e distribuição de energia elétrica, ampliada para 100%, no

caso das centrais que entrassem em operação até 2003;

A definição de uma quarta atividade (além de geração, transmissão e

distribuição) responsável pela execução de parte importante do

mercado, assumindo riscos e realizando o “hedge” dos contratos: a

Comercialização;

A isenção do pagamento da compensação financeira por área

inundada;

O lançamento do Programa de Desenvolvimento e Comercialização de

Energia Elétrica de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH-COM), da

Eletrobrás, em 1998.

2 O QUE É UMA PCH?

De acordo com a resolução nº 394 - 04-12-1998 da ANEEL - Agência

Nacional de Energia Elétrica - PCH (Pequena Central Hidrelétrica) é toda

usina hidrelétrica de pequeno porte cuja capacidade instalada seja superior a 1

MW e inferior a 30 MW. Além disso, a área do reservatório deve ser inferior a 3

km². Para entender a operação de uma PCH será definido um reservatório de

regularização do rio e a fio d’água.

2.1 reservatório de regularização do rio e a fio d’água

Nas usinas com reservatório de regularização do rio, em que o fluxo da

água utilizada para a produção de energia, ocorre acúmulo de água no

reservatório nos períodos de cheia. Durante os períodos secos, a água

acumulada, além da decorrente do fluxo natural, é utilizada para gerar energia. 

Por isso, usinas com reservatórios de regularização têm como característica

importante o fato que a produção de energia é mais constante (fator de

capacidade elevado).

Nas usinas a fio d’água, o reservatório tem dimensão reduzida,

insuficiente para permitir a regularização do rio, ou seja, a produção de energia

é inconstante dependendo da variação da vazão do rio. Nos períodos de cheia,

a usina produz muita energia e nos períodos de seca a produção é bastante

reduzida. Toda a água que chega na usina é utilizada para produção de

energia, sem haver  acumulação nos períodos de cheia, pois o reservatório não

tem capacidade de acúmulo. A produção de energia é inconstante e a usina

apresenta um baixo fator de capacidade.

Uma PCH típica normalmente opera a fio d'água, isto é, o reservatório

não permite a regularização do fluxo d´água. Com isso, em ocasiões de

estiagem a vazão disponível pode ser menor que a capacidade das turbinas,

causando ociosidade. Em outras situações, as vazões são maiores que a

capacidade de engolimento das máquinas, permitindo a passagem da água

pelo vertedouro.

Por esse motivo, o custo da energia elétrica produzida pelas PCHs é

maior que o de uma usina hidrelétrica de grande porte (UHE-Usina Hidrelétrica

de Energia), onde o reservatório pode ser operado de forma a diminuir a

ociosidade ou os desperdícios de água. Entretanto as PCH´s são instalações

que resultam em menores impactos ambientais e se prestam à geração

descentralizada.

Este tipo de hidrelétrica é utilizada principalmente em rios de pequeno e

médio portes que possuam desníveis significativos durante seu percurso,

gerando potência hidráulica suficiente para movimentar as turbinas.

3 EXPANSÃO DAS PCH’S

A reforma observada no setor elétrico na década de 1990 provocou uma

evolução no número de PCH’s. Em 2006, segundo o Banco de Informações de

Geração (BIG) da ANEEL, existiam 268 PCHs em operação com cerca de 1400

MW de potência instalada, correspondendo a 2,7% da potência instalada

brasileira. Além disso, em 2011 foram registrados 173 empreendimentos em

construção (1.131 MW) e outros 155 outorgados (2.255 MW) com construção

ainda não iniciada (FARIA, F.A.M, 2011). Evidenciando, assim, uma expansão

constante desde as políticas de incentivo adotadas na época.

A exploração de um potencial hidrelétrico, mesmo que de uma PCH,

está sujeita a uma série de regulamentações de ordem institucional, ambiental

e comercial, e seu processo de implantação reúne várias atividades que estão

sempre relacionadas entre si (ELETROBRÁS, 2000). O próximo tópico trata de

desdobrar os passos necessários para a implantação de uma PCH após a

revisão das normas estabelecidas.

4 IMPLANTAÇÃO DE UMA PCH

Um projeto de uma PCH bem como o seu desenvolvimento devem

seguir conforme as “Diretrizes de Estudos e Projetos de Pequenas Centrais

Hidrelétricas” da Eletrobrás (ELETROBRAS, 2000).

No “Fluxograma de Implantação de uma PCH” o primeiro passo é

realizar a estimativa do potencial hidrelétrico. De acordo com o Manual de

Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas da Eletrobrás (MME, 2007),

nessa etapa é feita a análise preliminar das características da bacia

hidrográfica, especialmente quanto aos aspectos topográficos, hidrológicos,

geológicos e ambientais, no sentido de verificar sua vocação hidroenergética.

Esta análise, exclusivamente pautada nos dados disponíveis, é feita em

escritório e permite a primeira avaliação do potencial e estimativa de custo do

aproveitamento da bacia hidrográfica e define as prioridades para a etapa

seguinte.

A segunda etapa é a do Inventário Hidrelétrico, onde caracteriza-se pela

concepção e análise de várias alternativas de divisão de queda para a bacia

hidrográfica, formadas por um conjunto de projetos, que são comparadas entre

si, visando selecionar aquela que apresente melhor equilíbrio entre os custos

de implantação, benefícios energéticos e impactos socioambientais. Nessa

etapa, deve-se determinar se o curso d’água analisado já foi inventariado ou

não. Caso afirmativo, o estudo de inventário é requisitado junto a ANEEL e é

verificada sua situação de aproveitamentos hidrelétricos (AHE’s), quanto às

características econômicas, técnicas, socioambientais e de estágio de

desenvolvimento na agência reguladora. Caso negativo, deve-se proceder à

elaboração do estudo de inventário da bacia hidrográfica visada.

A partir do inventário, a sequência propõe a realização de uma avaliação

expedita de viabilidade. É a etapa na qual são efetuados estudos mais

detalhados, para a análise da viabilidade técnica, energética, econômica e

socioambiental que levam à definição do aproveitamento ótimo que irá a leilão

de energia. Os estudos contemplam investigações de campo e compreendem o

dimensionamento do aproveitamento do reservatório e de sua área de

influência e das obras de infraestrutura locais e regionais necessárias para sua

implantação. Esta etapa incorpora análises dos usos múltiplos da água e das

interferências socioambientais. Com base nesses estudos, são preparados o

Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o Relatório de Impacto Ambiental (RIMA)

de um empreendimento específico, tendo em vista a obtenção da Licença

Prévia (LP), junto aos órgãos ambientais.

Nesse ponto, o processo evolui para a elaboração do projeto básico,

definido nos estudos de viabilidade, é detalhado, de modo a otimizar as

características técnicas do projeto e os estudos de impacto ambiental e

obtenção da licença prévia. Nesta fase é estudada a interação entre a área de

engenharia e a de meio ambiente para a otimização do projeto, tanto do

aspecto técnico-econômico, como também socioambiental. Após a aprovação

do projeto básico na ANEEL e da obtenção da Licença de Instalação e da

Outorga, é possível passar para o detalhamento do projeto de engenharia, a

fase de construção e implantação dos programas ambientais. O passo final é a

obtenção da Licença de Operação para o comissionamento da usina.

Por fim, chega-se a fase do projeto executivo, onde todo o detalhamento

como os desenhos das obras e as montagens dos equipamentos

eletromecânicos são efetivados. Nesta etapa são tomadas todas as medidas

pertinentes à implantação do reservatório, incluindo a implementação dos

programas socioambientais, para prevenir, minorar ou compensar os danos

socioambientais, devendo ser requerida a Licença de Operação (LO).

No caso das PCHs, foram introduzidas algumas simplificações que

buscam agilizar e baratear a sequência dos estudos. Dessa forma, a etapa de

viabilidade não é exigida, não existindo concessão para este tipo de

aproveitamento (ANEEL, 2008b). Trata-se de uma outorga de autorização para

exploração do empreendimento. Além disso, as bacias hidrográficas que

possuam aproveitamentos hidrelétricos com potência instalada inferior a 50

MW podem ter seus inventários elaborados de forma simplificada desde que a

decisão seja tecnicamente embasada (ANEEL, 1998a).

Figura 4 – Fluxograma para implantação de uma PCH.Fonte: Thomé, 2004.

Atualmente, quando o curso d´água apresenta vocação típica para

Pequenas Centrais Hidrelétricas, é comum que haja mais de um interessado

em realizar o estudo de inventário. Neste caso, a seleção é feita pela ANEEL,

que examina todos os inventários apresentados e escolhe a divisão de quedas

que contemple o aproveitamento ótimo, em função das condições técnicas e

socioambientais apresentadas (ANEEL, 1998a).

Tabela 2 – Estudos para implantação de uma PCH.

Fonte: ANEEL, 2001.

4.1 Riscos na Implantação de uma PCH

A implantação de uma usina hidrelétrica é feita sob a ótica dos

custos frente aos benefícios ambientais e econômicos gerados. O

investimento em aproveitamentos hidrelétricos é associado a uma

série de riscos que devem ser avaliados pelo empreendedor durante

o processo de decisão. Estes riscos podem ser classificados da

seguinte forma, segundo Alencar e Castilho (2008):

Fase de Construção:

Risco Operacional: risco tecnológico, atraso na expropriação de

terras,

atraso na obtenção de licenças e autorizações, atrasos na conclusão

da

construção da obra, elevação dos custos, riscos de construção.

Risco Financeiro: inflação, desvalorização da moeda, aumento na

taxa de

juros, aumento dos custos do construtor contratado, insuficiência

orçamentária, falência do construtor contratado.

Risco de Força Maior: eventos naturais, “atos de príncipe”.

Risco Ambiental: risco geológico, danos ao meio ambiente,

descobertas

arqueológicas e geológicas e risco hidrológico.

Fase de Operação:

Risco Operacional: desempenho operacional (problemas com

equipamentos mecânicos, alteração do nível de energia assegurada

pela ANEEL, operação e manutenção da planta).

Risco Financeiro: inflação, desvalorização da moeda, aumento dos

juros, custos de operação e manutenção acima do orçado, aumento

das taxas de juros internacionais.

Risco Ambiental: descumprimento das normas ambientais, risco

hidrológico.

Risco Político: reações de interesse público, perda da concessão

decorrente de inadimplência, riscos institucionais.

Entretanto, deve-se adicionar a esta lista os riscos da fase

anterior à

construção. Como visto no item anterior, o empreendedor que deseja

construir uma PCH só possui o direito assegurado após a outorga de

autorização, mediante a apresentação do Projeto Básico. Assim, o

interessado deve cumprir a priori três fases distintas de investimentos

para obter o direito a explorar determinado local: estimativa do

aproveitamento, inventário hidrelétrico e projeto básico (ANDRADE,

2006).

4.2 Custos de uma PCH

Os primeiros custos de implantação de uma PCH são na fase inicial de

prospecção. O estudo de prospecção visa reduzir a possibilidade de

encaminhamento para um estudo de inventário e projeto básico com

características desfavoráveis, o que pode significar perdas monetárias e de

tempo, e maximizar o potencial de identificação e prosseguimento para projetos

atrativos. Assim, esta etapa pode ser considerada como um estudo de

viabilidade preliminar, no qual os principais problemas para as fases

posteriores são apontados.

Os principais custos desta fase são:

Contratação de técnicos para a realização dos estudos em escritório e

viagens;

Despesas de viagem (transporte, estadia, contratação de guias,

alimentação);

Aquisição de dados;

Administrativos (decorrente dos anteriores).

Bem como os custos de prospecção, os custos de Estudo de Inventário

são praticamente irrelevantes frente ao custo de implantação de uma PCH.

Pois nesta etapa é que são feitos os estudos de engenharia em que se define o

potencial hidrelétrico de uma bacia hidrográfica, mediante o estudo de divisão

de quedas e a definição prévia do aproveitamento ótimo (ANEEL, 1998).

A elaboração de um projeto de PCH envolve basicamente as seguintes áreas

de conhecimento:

Engenharia Civil: hidrologia, geotecnia, geologia, topografia, estudos

energéticos, arranjo de estruturas, hidráulica, entre outros.

Engenharia Mecânica: turbinas, geradores etc.

Engenharia Elétrica: todos os aspectos relacionados a equipamentos e

instalações elétricas, assim como a conexão à rede.

Meio Ambiente: todos os aspectos ligados aos estudos dos impactos

socioambientais (meio biótico, meio físico e meio socioeconômico) e ao

licenciamento ambiental.

De acordo com o Orçamento Padrão da Eletrobrás (OPE) os custos

associados à implantação de uma usina podem ser divididos em dois grupos:

custos diretos e indiretos.

Os custos diretos são referentes aos gastos com os seguintes itens

listados abaixo:

Aquisição de terrenos e benfeitorias, gastos com relocações e ações

socioambientais;

Estruturas e benfeitorias (Barragem, Casa de Força, Circuito de Adução,

Estruturas de Desvio, Vertedouro, entre outros órgãos anexos);

Turbinas e geradores;

Diversos equipamentos eletromecânicos;

Estradas de rodagem, de ferro, entre outros.

Os custos indiretos são definidos como:

Custos de implantação do canteiro de obras;

Custos de operação e manutenção do canteiro de obras;

Engenharia;

Administração do proprietário.

No Brasil, Bortoni et al (2010) realizaram um trabalho que analisou OPEs de

75 PCHs em diversas regiões do país. Um dos resultados ali apresentados foi

a distribuição percentual de custos divididos através dos itens da OPE e a

região do País, conforme a Tabela abaixo:

Tabela 3 – Distribuição percentual das contas das OPEs em função da região do Brasil.

Fonte: Bortoni et al, 2010.

5 QUESTÕES

5.1 O que significa PCH?

R: Pequena Central Hidrelétrica.

5.2 Cite três riscos que ocorrem durante a fase de operação de uma PCH.R: Risco Financeiro, Risco Ambiental e Risco Político.

5.3 Quais as diferenças entre usinas com reservatório de regularização do rio e a fio d’água?R: Nas usinas com reservatório de regularização do rio, em que o fluxo da água

utilizada para a produção de energia, ocorre acúmulo de água no reservatório

nos períodos de cheia. Durante os períodos secos, a água acumulada, além da

decorrente do fluxo natural, é utilizada para gerar energia.  Nessa situação a

produção de energia é mais constante (fator de capacidade elevado).

Nas usinas a fio d’água, o reservatório tem dimensão reduzida,

insuficiente para permitir a regularização do rio, ou seja, a produção de energia

é inconstante dependendo da variação da vazão do rio. Nos períodos de cheia,

a usina produz muita energia e nos períodos de seca a produção é bastante

reduzida. Toda a água que chega na usina é utilizada para produção de

energia, sem haver  acumulação nos períodos de cheia, pois o reservatório não

tem capacidade de acúmulo. A produção de energia é inconstante e a usina

apresenta um baixo fator de capacidade.

6 CONCLUSÃO

A partir deste trabalho é possível compreender a situação

brasileira de energia e também relacionar essa situação com a

utilização de PCH’s. Também foi possível adquirir conhecimento, que

serão utilizados em nossa carreira profissional no futuro, de como as

pequenas centrais hidrelétricas funcionam e quais os custos

relacionados ao implementá-las. Ao final do trabalho é possível

perceber que mais da metade dos custos de implantação de PCHs

está concentrado nos itens que englobam a barragem e estruturas

adutoras e turbinas e geradores e, ao contrário do que muitos

pensam, apesar de ser de pequeno porte as PCH’s acabam tendo um

custo de energia produzida maior do que uma UHE.

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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ANEEL. Energia no Brasil e no Mundo. Atlas de Energia Elétrica do Brasil. Brasília, 2007. p.1-12.

_____. Capacidade de Geração do Brasil. Banco de Informações de geração – BIG. Atualizado 10 mai. 2015. Disponível em: <http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/capacidadebrasil.cfm>. Acesso em: 13 mai. 2015.

BORTONI, E. et al. Investigação e modelos de custos de PCH. Anais VII Simpósio de Pequenas e Médias Centrais Hidrelétricas, São Paulo, Brasil, 11-13 maio 2010, CBDB.

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e projetos de pequenas centrais hidrelétricas. Rio de Janeiro. 2000.

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FARIA, Felipe A. M. de. Metodologia de Prospecção de Pequenas Centrais

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THOMÉ, Alexandre Domingues. Sistemática para Avaliação dos custos de construção de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Dissertação (Mestrado Profissionalizante em Engenharia). Porto Alegre, 2004. Disponível em:<http://www.lume.ufrgs.br/bitstream/handle/10183/5043/000464345.pdf?sequence=1&locale=pt_BR>. Acesso em: 29 mai. 2015.