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Universidade do Estado de Santa Catarina – UDESC
Centro de Ciências Humanas e da Educação – CCE/FAED
Curso de Mestrado Profissional em Planejamento Territorial e Desenvolvimento Sócio-
Ambiental – MPPT
Pequenas Centrais Hidrelétricas: Regras para implantação e potencial desperdiçado
Davi de Souza Schweitzer
Dissertação de conclusão do curso de
Mestrado em Planejamento Territorial e
Desenvolvimento Sócio-Ambiental, sob
orientação da Profº Drª Lúcia Ayala
Florianópolis, outubro de 2010
LISTA DE SIGLAS
AAI – Avaliação Ambiental Integrada
AIA – Avaliação de Impactos Ambientais
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
CONAMA – Conselho Nacional do Meio Ambiente
CONSEMA – Conselho Estadual de Meio Ambiente
EAS – Estudo Ambiental Simplificado
EIA – Estudo de Impacto Ambiental
EPA – Environmental Protection Agency
EPE – Empresa de Pesquisa Energética
FATMA – Fundação do Meio Ambiente
FEPAM – Fundação Estadual de Proteção Ambiental Henrique Luis Roessler
IAIA – Internacional Association for Impact Assessment
IN – Instrução Normativa
MMA – Ministério do Meio Ambiente
MME – Ministério das Minas e Energia
MW – MegaWatt, o equivalente a um milhão de watts, ou mil kilowatts (kW)
NEPA – National Environmental Policy Act
PNUMA – Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente
RAS – Relatório Ambiental Simplificado
RIMA – Relatório de Impacto Ambiental
SEMA – Secretaria Especial do Meio Ambiente
SISNAMA – Sistema Nacional de Meio Ambiente
Pequenas Centrais Hidrelétricas: Regras para implantação e potencial desperdiçado
Davi de Souza Schweitzer
Resumo
Entre as diversas fontes da matriz elétrica brasileira, a energia hidrelétrica é predominante, respondendo por mais de 70% da geração elétrica. Entre as usinas hidrelétricas, contudo, existem as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), usinas de reduzida capacidade de geração e reduzidos impactos ambientais, sendo inclusive classificadas como fonte alternativa de energia. As PCHs atualmente são responsáveis por 2,85% da geração de energia elétrica no país. Apesar de ser uma quantidade significativa de energia, com 3.171 MW de capacidade instalada, o potencial das PCHs é significativamente maior, com 14.815 MW de potencia instalada inventariada (identificada e estudada) no país. Contudo, 18,5% desse potencial não apresenta nenhum interessado em implantar esses aproveitamentos, desperdiçando um potencial de 2.778MW, equivalente a 18,75% do potencial total das PCHs, e quase suficiente para dobrar a capacidade instalada de PCHs no Brasil. Os motivos normalmente utilizados para justificar esse potencial desperdiçado são relacionados ao aspecto ambiental: a inadequação dos EIAs ou a ausência de AAIs. Porém o problema é muito maior e anterior a qualquer dos estudos supracitados, residindo no início do processo: o Inventário Hidrelétrico, estudo que identifica os locais propícios para a instalação de aproveitamentos hidrelétricos. Palavras-chave: Pequena Central Hidrelétrica, Inventário Hidrelétrico, Estudo de Impacto Ambiental, Avaliação Ambiental Integrada
SUMÁRIO
1. Introdução ............................................................................................................................... 5 1.1. Objetivos ........................................................................................................................ 10
1.1.1. Geral ....................................................................................................................... 10 1.1.2. Objetivos específicos: ............................................................................................. 10
1.2. Metodologia ................................................................................................................... 10 2. Levantamento dos principais diplomas legais aplicáveis a PCHs ........................................ 11 3. Etapas necessárias para a implantação de Pequenas Centrais Hidrelétricas ........................ 17
3.1. Inventário Hidrelétrico .................................................................................................. 17 3.2. Projeto Básico ................................................................................................................ 22 3.3. Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto Ambiental (EIA-RIMA) .......... 26 3.4. Avaliação Ambiental Integrada ..................................................................................... 29 3.5. Projeto Básico Ambiental – PBA .................................................................................. 35 3.6. Reserva de Disponibilidade Hídrica .............................................................................. 35 3.7. Situação em outros países .............................................................................................. 37
3.7.1. Países da União Européia (UE) .............................................................................. 37 3.7.2. Estados Unidos da América (EUA) ........................................................................ 38
3.8. Resumo da situação institucional nos países pesquisados ............................................. 41 4. Dificuldades para a implantação de PCHs ........................................................................... 43
4.1.1. Dificuldades dos estudos de engenharia ................................................................. 43 4.1.2. Dificuldades advindas do licenciamento ambiental ............................................... 47
5. Conclusões ............................................................................................................................ 55 6. Bibliografia citada ................................................................................................................ 66
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1. INTRODUÇÃO
O parque gerador elétrico brasileiro é composto por 2.238 empreendimentos em
operação, os quais apresentam uma potência instalada de 111.103,18 MW. Desse total,
aproximadamente 71% são provenientes de fontes hidráulicas (CGHs, PCHs e UHEs),
aproximadamente 28% provêm de fontes térmicas, enquanto o restante é distribuído entre a
energia eólica e solar (quadro 1 e figura 1).
Quadro 1 – Empreendimentos de geração de energia em operação no Brasil
Tipo1 Quantidade Potência
Outorgada (kW) %
CGH 315 181301 0.16% EOL 45 79793 0.07% PCH 368 3171460 2.85% SOL 1 20 0.00% UHE 168 75675377 68.11% UTE 1339 29270097 26.34% UTN 2 2007000 1.81% Total 2.238 111103185 100.00%
Fonte: Autor, adaptado de BRASIL, 2010ª
UHE 68.56%
UTE 26.52%
CGH 0.16%
EO L 0.07%
PCH 2.87%
SO L 0.00%
UTN 1.82%
Fonte: Autor, adaptado de BRASIL, 2010a
Figura 1: Percentual dos tipos de geração sobre as usinas em operação
1 CGH: Central Geradora Hidrelétrica CGU:Central Geradora Undi-Elétrica EOL: Central Geradora Eolielétrica PCH: Pequena Central Hidrelétrica SOL: Central Geradora Solar Fotovotaica UHE: Usina Hidrelétrica de Energia UTE: Usina Termelétrica de Energia UTN: Usina Termonuclear
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A energia hidrelétrica é gerada pelo aproveitamento do fluxo das águas dos rios
associado a obras civis. Para sua produção é necessário integrar a vazão do rio, a quantidade
de água disponível em determinado período do tempo e os desníveis do relevo, sejam eles
naturais como as quedas d água, ou criados artificialmente. A estrutura da usina é composta
basicamente por barragem, sistema de captação e adução de água, casa de força e vertedouro,
que funcionam em conjunto e de maneira integrada. As principais variáveis na classificação
de uma usina hidrelétrica são: altura de queda d´água, vazão, capacidade ou potência instalada,
tipo da turbina empregada, localização, tipo de barragem e reservatório. Quanto ao tipo de
arranjo, elas podem ser dividas em arranjos integrados (figura 2), nos quais a casa de força
(onde ficam as turbinas e geradores) é contígua ou muito próxima à barragem; e arranjos de
derivação (figura 3), no qual a vazão que é utilizada para geração de energia é derivada (daí o
termo) por meio de um circuito de adução (túnel ou canal) até a casa de força.
Figura 2: Exemplo de arranjo integrado. Fonte: Brennand Energia.
Barragem/vertedouro
Casa de Força
7
Figura 3: Exemplo de arranjo de derivação. Fonte: Brennand Energia.
A potência instalada determina o porte das usinas, que podem ser classificadas como
Centrais Geradoras Hidrelétricas (até 1 MW), Pequenas Centrais Hidrelétricas (entre 1 MW e
30 MW) e Usinas Hidrelétricas de Energia (superior a 30MW).
O presente estudo focar-se-á nas Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), o que
permite ao autor limitar o escopo, bem como o horizonte temporal, uma vez que as PCHs só
se popularizaram no final da década de 1990. Mesmo que as PCHs representem uma pequena
parcela (~3%) do parque gerador atual, elas tem sua importância como fonte de energia
alternativa, a exemplo das usinas eólicas e térmicas a biomassa, e fornecem energia renovável
sem consumo de água ou qualquer outro combustível fóssil. Como fonte de energia
alternativa, PCHs geram energia limpa a baixo custo (BRASIL, 2008) e evitam emissões de
carbono, podendo inclusive negociar créditos de carbono. De forma complementar podem ser
implantadas por qualquer agente interessado (público ou privado), desde que disponha das
condições técnicas e financeiras para tal.
Contudo, o que chama mais a atenção em relação às PCHs não é sua participação no
parque gerador ou o retorno que elas oferecem, seja na forma de benefícios para a sociedade –
geração de energia limpa e renovável – ou nos dividendos ao empreendedor, e sim o quanto
Barragem/vertedouro
Casa de Força
Túnel de adução (subterrâneo)
8
desse potencial é desperdiçado. Em consulta ao Sistema de Informações Georreferenciadas do
Setor Elétrico (SIGEL), da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), é possível ver
que, das 1.623 PCHs inventariadas no país, 1.220 delas ainda não se encontram em operação
ou construção, ou seja, nem estão gerando energia nem devem gerar nos próximos dois anos,
que é o tempo médio de construção desses empreendimentos. Essas 1.220 PCHs
correspondem a uma potência instalada de 11.048 kW, ou 74,57% do potencial total
identificado das PCHs no país, conforme mostram o quadro 2 e figura 2 abaixo.
Quadro 1: Estágio das PCHs inventariadas no Brasil
Estágio Número de
usinas Potência
Instalada (kW) % da Potência
Instalada Inventariado 388 2778034 18.75% Projeto Básico com Registro 350 2370703 16.00% Projeto Básico com Aceite 242 2934930 19.81% Projeto Básico Aprovado 74 733955 4.95% Outorga 166 2230341 15.05% Construção 62 1002717 6.77% Operação 341 2764609 18.66% Total 1623 14815289 100.00%
Fonte: Autor, adaptado de BRASIL, 2010b
Inventariado18.75%
PB com Registro16.00%
PB com Aceite19.81%
PB Aprovado4.95%
Outorga15.05%
Construção6.77%
Operação18.66%
Fonte: Autor, adaptado de BRASIL, 2010b
Figura 4: Estágio de implantação das Pequenas Centrais Hidrelétricas no Brasil
Uma análise mais cuidadosa dos dados expostos no quadro 2 mostra também que
18,75% do potencial somente foi inventariado, sem interesse, no momento, dos agentes de
geração na evolução do estágio do projeto, o qual espera-se, ultimamente, levar à construção
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da usina. Outros 20% são compostos pela combinação de usinas com Projeto Básico aprovado
ou na fase de Outorga, o que significa, no primeiro caso, que o Projeto atende às melhores
práticas de engenharia e que é viável economicamente, e no segundo caso, que, além de
atender os requisitos do primeiro, há ainda algum impedimento para o início das obras. Esse
impedimento em geral é advindo da ausência de licenças ambientais ou das autorizações para
uso dos recursos hídricos.
Considerando a posição de país emergente ocupada pelo Brasil, e que todo
crescimento econômico demanda infra-estrutura (energia, transportes, telecomunicações), é
estranho que o potencial não aproveitado em PCHs seja de quase 75%. A entrada em
operação dessas usinas que se encontram paradas ou em estágios iniciais de estudos poderia
quadruplicar a potência instalada desse tipo de aproveitamento, passando de 3.767MW
(somando usinas em operação e em construção) para 14.815MW. A implantação dessas PCHs
aumentaria a partipação das PCHs na matriz elétrica de 2,85% para mais de 13% (utilizando
valores atuais). Esse incremento de 11.048MW é quase a potencia total da UHE Belo Monte,
e muito mais que as UHEs Santo Antônio e Jirau2, atualmente em construção no rio Madeira.
Obviamente, atendendo a razoabilidade e a demanda do setor, deve-se pensar que essas usinas,
somadas à UHE Belo Monte e as usinas do complexo do rio Madeira, aumentariam a
disponibilidade energética do país. Mais que isso, ainda o fariam de forma distribuída e
descentralizada, com menos obras de grande porte associadas a grandes usinas, a exemplo das
linhas de transmissão. Outro ponto positivo a ressaltar são os menores problemas de
realocação de contingentes populacionais, tanto a população deslocada para atender às obras,
quanto a população desapropriada para a implantação dos reservatórios, que são de pequeno
porte no caso das PCHs.
Considerando as premissas expressas de retorno do investimento, impactos ambientais
reduzidos quando comparadas com as grandes hidrelétricas, e o crescimento potencial da
oferta de energia, as perguntas que primeiro surgem à mente são: por que não há mais dessas
usinas em operação ou construção? Por que quase 19% desses potenciais foram identificados
(inventariados) e não evoluem para a construção e operação? Para responder a essas perguntas,
é preciso analisar os requisitos técnicos e legais necessários ao desenvolvimento desses
projetos.
2 A UHE Belo Monte tem uma potência instalada de 11.233MW, enquanto as usinas de Santo Antônio e Jirau apresentam potências Instaladas de 3.150MW e 3.300MW, respectivamente.
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1.1. Objetivos
1.1.1. Geral
O objetivo geral do trabalho é compreender, através de uma análise dos requisitos
legais e técnicos, por que significativa parcela do potencial de geração por PCHs não evoluem
para sua efetiva implantação, sendo substituídos por outras fontes de geração.
1.1.2. Objetivos específicos:
1. Quantificar o estágio atual das PCHs no Brasil.
2. Apresentar levantamento dos requisitos legais e técnicos para a implantação
desses empreendimentos.
3. Analisar, face à legislação vigente, obstáculos que porventura impeçam um
melhor aproveitamento desse potencial.
1.2. Metodologia
A metodologia de pesquisa para esse trabalho é baseada em levantamento
bibliográfico dos diplomas legais relacionados à PCHs, publicações que tratem de geração de
energia hidroelétrica no Brasil e no mundo, na troca de experiências com profissionais da área
e na própria atuação profissional do autor nas áreas de geração de energia hidrelétrica e meio
ambiente.
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2. LEVANTAMENTO DOS PRINCIPAIS DIPLOMAS LEGAIS APLICÁVEIS A PCHS
O Brasil dispõe de um ambiente propício ao desenvolvimento de negócios no setor
elétrico, com uma legislação madura, que atende a praticamente todos os pontos necessários
da regulação do setor. O regime de outorgas de concessões e permissões de serviços públicos
normatizado pela Lei nº 9.074/1995 (BRASIL, 1995), prevê em seu Art. 5º que os potenciais
hidráulicos de potência superior a 1.000kW “são objetos de concessão”. Em resumo, a
legislação supracitada permitiu que a iniciativa privada pudesse investir, em regime de
concessão, na implantação e operação de potenciais hidráulicos, entre outros, hidrelétricas de
potência superior a 1.000kW, encerrando com o monopólio estatal no setor. A criação da
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), portanto, foi uma necessidade, e sua
finalidade está expressa na legislação que criou a agência, a Lei nº 9.427/1996 (BRASIL,
1996), a qual apresenta em seu art. 2º que a agência “tem por finalidade regular e fiscalizar a
produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em conformidade
com as políticas e diretrizes do governo federal.”
Após a criação da ANEEL, iniciou-se o processo de normatização do regime de
concessão, com a edição pela agência de várias resoluções tratando dos aspectos específicos
concernentes aos estudos e projetos necessários para a outorga de concessão de potenciais
hidrelétricos. Várias dessas resoluções foram essenciais para o crescimento do setor,
especialmente a Resolução ANEEL 393/1997, a qual “Estabelece os procedimentos gerais
para Registro e Aprovação dos Estudos de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas”
(BRASIL, 1997a) e a Resolução ANEEL 395/1997, que “Estabelece os procedimentos gerais
para Registro e Aprovação de Estudos de Viabilidade e Projeto Básico de empreendimentos
de geração hidrelétrica, assim como da Autorização para Exploração de Centrais
Hidrelétricas até 30 MW e dá outras providências” (BRASIL, 1997b), posteriormente
substituída pela Resolução ANEEL 343/2008 (BRASIL, 2008).
A iniciativa privada respondeu à abertura do setor com interesse, e investimentos à
altura. Indicativo do interesse privado no setor elétrico pode ser dado pelo número de agentes
investidores, os quais, conforme o Banco de Informações de Geração3 (BIG) da ANEEL, era
constituído por 1.093 agentes em junho de 2010. Para efeitos de comparação, segundo a
terceira edição do Atlas de Energia Elétrica do Brasil (BRASIL, 2008), o país dispõe de 63
3 O Banco de Informações de Geração da ANEEL agrega dados sobre o parque gerador do país, bem como informações sobre os agentes e usinas individuais, e pode ser acessado no endereço http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15
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concessionárias, as quais são responsáveis pelo atendimento às unidades consumidoras. Tanto
a proporção de agentes por concessionária quanto a proporção entre o número de agentes
existentes atualmente contra o número de empresas do Sistema Eletrobrás (12) demonstra o
elevado interesse no setor elétrico.
O principal foco de interesse da iniciativa privada no setor foram as Pequenas Centrais
Hidrelétricas (PCHs), as quais são usinas hidrelétricas com potência instalada entre 1MW e
30MW. Algumas das principais razões para esse interesse estão listadas abaixo:
O tempo necessário para os estudos e projetos de PCHs é menor que para as
UHEs;
Os custos envolvidos, tanto para os estudos e projetos, quanto para a
implantação, são menores;
UHEs necessitam de processos de leilão, nos quais o agente responsável pelos
estudos de inventário pode ser preterido pelo vencedor do leilão, tendo seus
custos ressarcidos, não vindo a operar efetivamente a usina;
O tempo de licenciamento ambiental é reduzido em relação às UHEs;
O retorno financeiro se dá em período menor, já que as PCHs são construídas e
entram em operação mais rapidamente;
A existência de estímulos governamentais para a implantação de pequenas
usinas, como o PROINFA.4
A efetiva outorga de concessão de Pequenas Centrais Hidrelétricas requer que uma
série de pré-requisitos técnicos (além dos óbvios requisitos financeiros) sejam cumpridos pelo
agente interessado. Os requisitos técnicos necessários podem ser divididos em três grandes
grupos: estudos de engenharia, licenciamento ambiental e outorga de recursos hídricos. As
etapas necessárias para cada requisito são descritas em detalhes em capítulo especifico, porém
apresenta-se aqui um pequeno resumo dos requisitos.
Os estudos de engenharia necessários são o Inventário Hidréletrico e o Projeto Básico,
os quais serão analisados pela ANEEL. Para o licenciamento ambiental são requeridos o
Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e respectivo Relatório de Impacto ao Meio Ambiente
4 PROINFA: Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, criado pelo Decreto nº 5.025/2004, incentiva a participação de energia proveniente de Pequenas Centrai Hidrelétricas, Usinas Eólicas e de Biomassa no Sistema Interligado Nacional, através da garantia de compra da energia gerada, além de financiamento facilitado pelo Estado, por meio do BNDES. Para mais informações, consultar http://www.mme.gov.br/programas/proinfa/
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(RIMA) para a obtenção da Licença Ambiental Prévia 5 (LAP), além do Projeto Básico
Ambiental (PBA), para obtenção da Licença Ambiental de Instalação6 (LAI). O licenciamento
ambiental de PCHs é analisado pelo órgão ambiental do estado em que se localiza o rio, no
caso de rios de jurisdição estadual, ou pelo IBAMA, no caso de rios localizados em dois ou
mais estados, que são de jurisdição federal. Na questão dos recursos hídricos, é necessária a
obtenção de Reserva de Disponibilidade Hídrica e da Outorga de Uso dos Recursos Hídricos,
processos que, a exemplo do licenciamento ambiental, podem ser analisados pelos órgãos
estaduais de gestão de recursos hídricos ou pela Agência Nacional de Águas (ANA),
dependendo da jurisdição do rio.
A outorga de geração de energia para um agente interessado depende da aprovação de
três processos diferentes: a aprovação do Projeto Básico pela ANEEL, a emissão da LAI pelo
órgão ambiental e a obtenção da Reserva de Disponibilidade Hídrica (RDH) junto ao órgão
gestor de recursos hídricos. Em alguns casos, como o da RDH, há somente uma etapa
envolvida para obtenção da documentação necessária. Já para a aprovação do Projeto Básico é
primeiro necessária a aprovação do Inventário Hidrelétrico do rio onde se localiza a Pequena
Central Hidrelétrica. O mesmo ocorre com a obtenção da Licença Ambiental de Instalação, a
qual só pode ser emitida após a obtenção pelo mesmo empreendimento da Licença Ambiental
Prévia.
A figura abaixo apresenta de forma resumida as etapas necessárias para a obtenção da
outorga de geração de energia, que autoriza a implantação de uma Pequena Central
Hidrelétrica:
5 Licença Ambiental Prévia (LAP): é a licença que atesta que um determinado empreendimento é ambientalmente viável, não autorizando, contudo sua implantação. 6 Licença Ambiental de Instalação (LAI): é a licença que autoriza a efetiva implantação de um empreendimento, não autorizando seu funcionamento, a qual é objeto da proxima fase do licencimento ambiental.
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Figura 5 - Fluxograma simplificado das etapas para obtenção de outorga de geração de energia para PCHs. Em verde, ações e estudos de responsabilidade do empreendedor, em amarelo, ações de responsabilidade do poder público. (Fonte: elaborado pelo autor)
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Como pode-se observar na figura acima, existem vários requisitos para a efetiva
implantação de uma usina, cada um envolvendo a relação entre o empreendedor e três
diferentes instâncias do poder público: a ANEEL, o órgão ambiental e o órgão gestor de
recursos hídricos. O arcabouço jurídico relativo ao aproveitamento energético e questões de
engenharia não recebe, em geral, muitas críticas do setor elétrico, entre outros motivos por sua
rápida evolução nos últimos anos, e melhoria significativa em relação à situação anterior. Já o
processo de licenciamento ambiental vem sofrendo grandes mudanças, tornando-se cada vez
mais restritivo. Grande parte dos atrasos ou inviabilidades de vários empreendimentos
hidrelétricos são oriundos dos processos de licenciamento ambiental.
No Brasil, as políticas públicas ambientais mais antigas ainda em vigor são o Código
das Águas, de 1938 (BRASIL, 1938), e o Novo Código Florestal, de 1965 (BRASIL, 1965).
Os referidos códigos visam à preservação de parte de nossos recursos, e estabelecem
diretrizes para o uso dos recursos hídricos e florestais. Contudo, nenhum deles foi seguido à
risca.
A grande mudança no paradigma ambiental se deu a partir de 1972, com a realização
da 1ª Conferência das Nações Unidas sobre Meio Ambiente, na Suécia. O documento
resultante dessa conferência, a Declaração de Estocolmo, colocava o planejamento ambiental
como instrumento para a conciliação entre os princípios de desenvolvimento e proteção
ambiental e a conservação dos recursos naturais para as gerações atual e futuras. Outra
conseqüência desta conferência foi a criação do Programa das Nações Unidas para o Meio
Ambiente (PNUMA).
Em termos globais, a década de 1970 foi a que viu o maior avanço na legislação
ambiental ao redor do mundo, especialmente na questão da Avaliação de Impacto Ambiental
(AIA), que foi incorporada na legislação de vários países, iniciando-se em 1969 nos EUA,
com o National Environmental Policy Act (NEPA), que serviu de base para vários outros
países, como Alemanha (1971), Canadá (1973) e França (1976).
Na América do Sul, o primeiro país a adotar a Avaliação de Impactos Ambientais para
atividades danosas ao ambiente foi a Colômbia, em 1974, com o Código Nacional de los
Recursos Naturales Renovables y la Protección Ambiental, que já previa a apresentação de
relatórios de impactos ambientais.
No Brasil, a Política Nacional de Meio Ambiente, Lei nº 6938/1981, instituiu o
licenciamento ambiental prévio como um de seus instrumentos. A mesma lei criou o Sistema
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Nacional de Meio Ambiente (SISNAMA), do qual fazem parte o Conselho Nacional do Meio
Ambiente (CONAMA), a Secretaria Especial do Meio Ambiente (SEMA) – atual Ministério
do Meio Ambiente (MMA) – e demais órgãos federais, estaduais e municipais do meio
ambiente.
O CONAMA, através de sua Resolução 001/1986, estabeleceu os critérios e diretrizes
para a elaboração dos Estudos de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de Impacto
Ambiental (EIA-RIMA). A mesma resolução também determina que os estudos devem ser
submetidos a avaliação prévia por parte do poder público.
Na Constituição Federal de 1988 (BRASIL, 1988), o artigo 225 define que o Poder
Público deve solicitar avaliação de impacto ambiental prévia à instalação de qualquer
empreendimento utilizador ou potencialmente causador de impactos ambientais.
Os procedimentos e critérios de licenciamento ambiental foram revistos na Resolução
CONAMA 237/1997, que regulamenta as competências de licenciamento (federal, estadual e
municipal), bem como estabelece as etapas e prazos a serem seguidos durante o licenciamento
ambiental.
O setor elétrico também dispõe de algumas leis e resoluções próprias. A constituição
afirma no Art. 20: “São bens da União: ...VIII – os potenciais de energia hidráulica;”. Ou seja,
no caso de um empreendedor privado dispor-se a construir qualquer empreendimento
hidroelétrico, ele necessita de outorga específica do poder público. Apesar das notícias (como
o atraso no licenciamento das usinas do rio Madeira e a UHE Belo Monte ou a discussão
sobre Angra 3 darem a entender que o setor elétrico é displicente na questão dos estudos
ambientais, essa idéia não corresponde à realidade. O primeiro Estudo de Impacto Ambiental
no Brasil ocorreu em 1972, para a instalação da Usina Hidroelétrica de Sobradinho. Nos anos
seguintes, o setor elétrico incorporou a avaliação de impactos ambientais ao rol de estudos
indispensáveis quando da implantação de novas plantas.
Especial atenção ao setor energético ocorreu na época do “apagão”7, com a instituição,
através da Resolução CONAMA 279/2001, do licenciamento ambiental simplificado para
empreendimentos de geração de energia elétrica com reduzido impacto ambiental, caso das
PCHs, usinas eólicas e de biomassa.
7 “Apagão” é como ficou conhecida a crise de energia de 2001. Nesta crise, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste sofreram racionamento de energia de junho de 2001 a fevereiro de 2002. TOLMASQUIM (2005, pág. 2) atribui a crise a uma conjunção de fatores: “indefinição no marco regulatório setorial”, o crescimento do consumo de energia a taxas superiores a do PIB e a falta de investimento.
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3. ETAPAS NECESSÁRIAS PARA A IMPLANTAÇÃO DE PEQUENAS CENTRAIS
HIDRELÉTRICAS
Esse capítulo apresenta as etapas necessárias para que uma Pequena Central
Hidrelétrica receba todas as autorizações necessárias para sua construção no Brasil. Como o
país já dispõe de técnicas de engenharia avançadas para a construção dos aproveitamentos e o
presente trabalho tem como objetivo responder por que tantas usinas não chegam a construção
e operação, o capítulo se restringirá às etapas anteriores à Outorga de Geração de Energia.
3.1. Inventário Hidrelétrico
A partir do momento da identificação por um agente interessado que determinado
curso d’água ou bacia hidrográfica apresenta potencial hidrelétrico, o primeiro passo é a
solicitação de Registro Ativo junto à ANEEL para elaboração do inventário. Na solicitação de
registro, o agente interessado deve apresentar informações gerais sobre a bacia ou curso
d’água em questão, prazos, montante estimado de investimento, bem como as informações do
empreendedor e do(s) consultor(es) que realizarão o estudo. Caso não haja qualquer
impedimento, como um inventário existente ou em análise pela ANEEL, o registro ativo é
concedido através de publicação de despacho no Diário Oficial da União. O registro ativo,
contudo, não garante exclusividade no estudo do rio, uma vez que vários agentes podem
solicitar registro ativo para estudos do mesmo rio ou bacia. Nesses casos em que há
concorrência entre vários agentes, a disputa é decidida pelos critérios expressos na Resolução
ANEEL 398/2001 (BRASIL, 2001).
Existem dois tipos de inventários hidrelétricos, o Simplificado e o Pleno. O Inventário
Hidrelétrico Simplificado é reservado a usinas com potência instalada máxima de 50MW.
Quando a potência instalada de um ou mais dos aproveitamentos exceder esse valor, deve ser
feito o Inventário Hidrelétrico Pleno8. Em resumo, o simplificado é um inventário de PCHs,
enquanto o inventário pleno é focado em UHEs. Na questão técnica, a grande diferença é a
versão do Manual de Inventário da Eletrobrás que deve ser utilizado para sua elaboração.
O Manual de Inventário Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas – Edição 2007 é a
referência para a realização de inventários hidrelétricos plenos, apresentando “um conjunto de
critérios, procedimentos e instruções para a realização do inventário do potencial
hidroelétrico de bacias hidrográfica” (BRASIL, 2007). Essa edição do manual é uma
8 Como o presente estudo tem seu foco em PCHs, futuras referências a Inventário Hidrelétrico devem ser compreendidas como “Inventário Hidrelétrico Simplificado”, exceto quando literalmente expresso.
18
atualização da edição anterior, de 1997, a qual é utilizada para a elaboração e análise de
inventários hidrelétricos simplificados.
O Inventário Hidrelétrico é o primeiro estudo necessário para a outorga de um
aproveitamento hidrelétrico. O inventário estuda a totalidade de um curso d’água ou uma
bacia hidrográfica, e tem por objetivo apresentar a melhor divisão de quedas para cada curso
d’água estudado. A divisão de quedas é o conjunto de aproveitamentos hidrelétricos9 que
compõe o potencial da bacia, como exemplificado na figura XX (abaixo). Um inventário deve
necessariamente conter mais de uma alternativa de divisão de quedas. A seleção entre as
alternativas é feita pelo conceito de “aproveitamento ótimo”, que representa, teoricamente, o
maior aproveitamento possível do potencial hidráulico, ou seja, a maior geração de energia
possível, dadas a fisiografia e vazões do curso d’água.
O principal produto do inventário são os níveis operacionais, em especial o Nível da
Água Máximo Normal de Montante (NA máx normal) que é a cota média de operação do
reservatório, e o Nível da Água Normal de Jusante, que é a cota média na saída do canal de
fuga, após a saída das turbinas, quando a água retorna ao curso d’água. Esses níveis são
determinados em função das características hidrológicas (vazões médias, máximas e mínimas),
características do terreno e pelas estruturas do aproveitamento composto.
9 “Aproveitamento Hidrelétrico de Energia(AHE)” é o nome genérico aplicado a qualquer utilização do potencial hidráulico para geração de energia elétrica. Um aproveitamento hidrelétrico pode ser uma CGH, uma PCH ou uma UHE. Em alguns casos, quando o aproveitamento não se enquadra como CGH ou PCH por conta da potência instalada (superior a 30MW) mas ainda assim não apresenta características associadas às grandes usinas (UHEs), como extensa área inundada, reservatório de acumulação ou grandes barramentos, a usina é chamada de AHE.
19
Figura 6: Exemplo de divisão de quedas (Fonte: POENTE, 2002, adaptado)
O escopo mínimo do inventário hidrelétrico, conforme o manual supracitado, é
composto no mínimo dos seguintes itens (BRASIL, 2009a):
Objetivo e histórico dos estudos: onde deverão ser detalhados o objetivo
(revisão de níveis, mudança de divisão de quedas) e o histórico dos estudos.
Estudos anteriores: Revisão dos estudos anteriores desenvolvidos na bacia.
Estudos cartográficos: Devem ser apresentados os métodos, técnicas e dados
cartográficos utilizados para a elaboração dos estudos. Os estudos devem
necessariamente atender as diretrizes de Cartografia, Topografia e
Georreferenciamento, que são periodicamente atualizadas pela ANEEL.
Esudos geológicos e geotécnicos: Deve-se apresentar a descrição da geologia
regional, descrição geológico-geotécnica dos locais dos aproveitamentos, e os
quantitativos dos materiais para construção (rochas, argila, areia) disponíveis
na região.
Estudos Hidrometeorológicos: O conteúdo mínimo desse item deve contemplar
a caracterização fisiográfica da bacia, as estações hidrometeorológicas
utilizadas, a análise de consistência dos dados utilizados, as séries de vazões
mensais médias, extremas e mínimas para cada aproveitamento, as curvas de
permanência de vazões, bem como a apresentação das metodologias
empregadas para a obtenção de todos os dados apresentados.
20
Estudos Ambientais: Caracterização dos meios físico, biótico e sócio-
econômico, com abordagem dos principais impactos ambientais.
Abordagens sobre Outros Usos da Água: devem ser apresentados dados
relativos aos outros usos da água na bacia hidrográfica, a fim de privilegiar os
usos múltiplos dos recursos hídricos.
Estudo de Alternativas de Partição de Quedas: Apresentar os estudos de
alternativas de partição de queda, incluindo também as alternativas descartadas.
Deve ser apresentada justificativa detalhada e os critérios utilizados para a
definição da alternativa selecionada, incluindo quantitativos e custos
comparativos.
Estudos Energético-Econômicos: devem definir a Potência Instalada para cada
alternativa de divisão de quedas estudada, bem como o detalhamento das
metodologias e critérios empregados.
Obras Civis: Apresenta o detalhamento das principais estruturas previstas,
como barragem, tomada d'água, casa de força, ensecadeiras, túneis, canais de
adução etc.
Ficha-Resumo: Deverá ser apresentada conforme modelo atualizado
periodicamente pela ANEEL. As informações constantes dessa ficha devem
estar compatibilizadas com as informações do texto e desenhos apresentados.
Desenhos e Mapas: devem conter, no mínimo, a localização e acessos aos
aproveitamentos, plantas da restituição aerofotogramétrica ou levantamentos
planialtimétricos, perfil do rio com as partições de quedas, mapa geológico
regional, mapa da bacia hidrográfica, plantas dos reservatórios dos
aproveitamentos, arranjos gerais das alternativas selecionadas, bem como
plantas, cortes e seções das estruturas projetadas.
Após a elaboração do inventário e entrega à ANEEL, o estudo passa por uma etapa de
análise preliminar, chamada de “aceite técnico”. O aceite técnico visa conferir se o estudo tem
os requisitos mínimos para análise técnica, contudo, sem entrar no mérito da qualidade das
informações apresentadas. Para que um estudo receba aceite técnico, basta que ele seja
encaminhado com toda a documentação necessária e tenha os itens expostos acima em seu
escopo, de acordo com o “Checklist para Aceite Técnico de Inventários Hidrelétricos”, da
ANEEL.
21
Quando um estudo recebe aceite técnico e há mais agentes desenvolvendo seus
estudos, os demais agentes são comunicados que terão um prazo de quatro meses para
apresentar seus estudos, os quais, caso também recebam aceite técnico, seguirão para a etapa
de análise técnica pela agência. A análise dos estudos é feita pelos técnicos da agência para
verificar o atendimento ao Manual de Inventário, à Resolução ANEEL 393/1997 e às
Diretrizes de Cartografia, Topografia e Georreferenciamento. No caso de concorrência entre
agentes, são aplicados também na análise os critérios da Resolução 398/2001, que são
apresentados abaixo, a fim de escolher o inventário a ser aprovado.
Essa etapa de escolha entre concorrentes é de suma importância, uma vez que a
divisão de quedas definida no inventário – que representa efetivamente a configuração de
usinas aprovadas para aquele curso d’água – será a base para todos os estudos posteriores,
sejam aqueles diretamente sob análise da própria ANEEL, a exemplo do Projeto Básico, como
os estudos necessários para o licenciamento ambiental e uso dos recursos hídricos. Os
critérios estabelecidos para seleção do inventário a ser aprovado segundo a Resolução
ANEEL 398/2001 são apresentados no quadro abaixo:
Quadro 3: Pesos dos critérios para seleção de inventário em caso de concorrência
Tópico de Análise Peso Estudos de dimensionamento 10 Estudos hidrometeorológicos 8 Investigações e Estudos Geológicos/Geotécnicos 6 Cartografia e Topografia 5 Estudos Ambientais 5 Estudos de uso múltiplo dos recursos hídricos 2 Estudos sedimentológicos 1
Tanto no caso do inventário apresentado por um agente venha a ser aprovado (em caso
de concorrência) ou no caso dele vir a ser preterido em relação a outro, o agente não será
ressarcido pelo poder público por nenhuma parcela do seu investimento dispendida com os
estudos. Em resumo, a realização do inventário simplificado não dá nenhuma garantia
financeira ao agente. Qualquer outro agente (aquele que teve o inventário aprovado, inclusive)
pode, a partir da aprovação do inventário, solicitar registro ativo para a elaboração do Projeto
Básico de um ou mais dos aproveitamentos inventariados.
Em inventários com pedido de registro ativo posterior à edição da Resolução ANEEL
343/2008, o agente que tiver seu inventário aprovado tem direito a escolher um
aproveitamento ou um conjunto de aproveitamentos que não excedam 40% da potência
instalada da alternativa selecionada, sobre os quais terá preferência para elaboração do Projeto
22
Básico. Essa alteração proporcionada pela resolução supracitada visou aumentar o efetivo
interesse de agentes que realizam inventários (os quais tem custos significativos), ao invés de
investirem somente em Projetos Básicos de aproveitamentos inventariados por outros
empreendedores.
Os prazos de análise do inventário variam muito entre inventários simplificados e
plenos. De fato, não há qualquer regulamentação a respeito do tempo em que a ANEEL deve
se pronunciar após a entrega dos estudos. Assim, há casos (não raros) de processos de 2006
adentrando seu quarto ano de análise na agência.
3.2. Projeto Básico
O Projeto Básico é a etapa dos estudos de engenharia posterior ao Inventário
Hidrelétrico. Diferente do inventário, ele tem como objeto de estudo somente um
aproveitamento hidrelétrico, e não uma bacia, rio, ou trecho de rio. Conforme BRASIL (2003),
no Projeto Básico:
“O aproveitamento concebido nos estudos de viabilidade é detalhado, de modo a definir, com maior precisao, as características técnicas do projeto, as especificações técnicas das obras civis e equipamentos eletromecânicos, bem como os programas socioambientais.”
Essa etapa dos projetos requer uma avaliação mais detalhada das características locais
onde se pretende instalar o empreendimento. Isso compreende a coleta e análise de dados
mais precisos e detalhados. Um exemplo está na base cartográfica: ao passo que no inventário
são aceitas bases geradas por uma gama de métodos (aerofotogrametria, perfilamento a laser,
estereoscopia a partir de imagens orbitais etc.) e em escala mínima 1:10.000, no Projeto
Básico a base cartográfica deve ser obtida por topografia e em escala mínima 1:5.000. O
mesmo ocorre na hidrometria e geologia. A primeira exige medições em campo tanto de
descargas líquidas quanto sólidas e determinação das curvas de descarga em complementação
aos estudos hidrológicos, feitos com base em dados estatísticos regionalizados. Já a geologia
exige, além da caracterização regional, sondagens e outros métodos de avaliação detalhada do
local das estruturas e reservatório. Outros estudos que devem ser apresentados são a
hidrologia, os estudos energéticos (que definem a potência total instalada e a energia média
gerada) e de motorização (que define os equipamentos). A itemização recomendada para o
relatório de Projeto Básico submetido à apreciação da ANEEL é, conforme BRASIL,2000a:
23
1 - APRESENTAÇÃO
2 - INTRODUÇÃO
2.1 - Objetivo
2.2 - Histórico
2.3 - Estudos Anteriores
2.4 - Características Principais
3 - SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
4 - LEVANTAMENTOS COMPLEMENTARES E ESTUDOS BÁSICOS
4.1 - Aerofotogramétricos e Topobatimétricos
4.2 - Hidrometeorológicos
4.3 - Hidráulicos
4.4 - Geológicos, Geotécnicos e de Materiais de Construção
4.5 - Ambientais
4.6 - Estudos Energéticos
4.7 - Integração da Usina ao Sistema de Transmissão
4.8 - Custos
5 - ESTUDOS DE ALTERNATIVAS
5.1 - Estudos de Eixos
5.2 - Arranjos para o Eixo Selecionado
5.3 - Pré-Dimensionamento das Obras Civis e dos Equipamentos
5.4 - Seleção da Alternativa
6 - DETALHAMENTO DO PROJETO
6.1 - Arranjo Geral do Projeto
6.2 - Desvio do Rio
6.3 - Barragens (Diques)
6.4 - Vertedouro
6.5 - Tomada d’Água e Circuito Hidráulico de Adução
24
6.6 - Casa de Força e Canal de Fuga
6.7 - Equipamentos e Sistemas Eletromecânicos
6.8 - Subestação e Linha de Transmissão
6.9 - Obras Acessórias (se houver)
7 - ESTUDOS AMBIENTAIS
8 - INFRA-ESTRUTURA E LOGÍSTICA
9 - PLANEJAMENTO DA CONSTRUÇÃO E CRONOGRAMA FÍSICO
10 - ORÇAMENTO PADRÃO ELETROBRÁS
11 - FICHA TÉCNICA
12 - DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA
Note-se no detalhamento acima que todo o projeto de engenharia do aproveitamento
deve ser revisto no Projeto Básico do empreendimento, o que permite que sejam alterados,
entre outros:
Local do barramento;
Tipo de barramento (concreto armado, enrocamento etc.);
Tipo de adução (túnel, canal, mista);
Local da casa de força;
Potência Instalada;
Energia Média;
Número de máquinas (turbinas, geradores, comportas);
Tipo de desvio (túnel, adufas).
Por outro lado, enquanto o Projeto Básico permite a alteração de todas essas
características da PCH em questão – e essa postura é correta, já que novos e melhores dados
são coletados para essa fase – o que não é permitido mudar no Projeto Básico é a definição
dos níveis operacionais. Os níveis operacionais devem manter-se os mesmos definidos no
Inventário Hidrelétrico. Caso seja detectada a necessidade de mudança nos níveis
operacionais de uma PCH, deve-se proceder a revisão do Inventário Hidrelétrico, o que
retorna o processo de obtenção das autorizações necessárias para o início.
No caso de dois ou mais interessados, o Art. 11 da Resolução ANEEL 343/2008
(BRASIL, 2008) define que a seleção do projeto a ser aprovado seguirá os seguintes critérios:
25
“I – aquele cujo projeto básico esteja em condições de obter o aceite dentro dos prazos estabelecidos;
II – aquele que tenha sido o responsável pela elaboração do respectivo estudo de inventário, observados os termos da Resolução nº 393, de 4 de dezembro de 1.998; e
III – aquele que for proprietário da maior área a ser atingida pelo reservatório do aproveitamento em questão, com documentação devidamente registrada em cartório de imóveis até o prazo de quatorze meses após a efetivação do primeiro registro na condição de ativo.”
Essa é uma significativa alteração em relação à Resolução 395/1998, pois como pode
ser visto no Art. 18 da resolução supracitada, em caso de dois ou mais concorrentes no Projeto
Básico, o agente vencedor era selecionado baseado nos itens abaixo:
“I – aquele que possuir participação percentual na produção de energia elétrica do sistema interligado inferior a 1% (um por cento);
II – aquele que não seja agente distribuidor de energia elétrica na área de concessão ou sub-concessão na qual esteja localizado o aproveitamento hidrelétrico objeto da autorização;
III – aquele que for proprietário ou detiver direito de livre dispor da maior área a ser atingida pelo aproveitamento em questão, com base em documentação de cartório de registro de imóveis;
IV – aquele que possuir participação na comercialização de energia elétrica no território nacional inferior ao volume de 300 GWh/ano.”
Essa mudança de critérios de seleção está entre as mais significativas alterações
advindas da mudança de procedimentos estabelecidos pela Resolução 343/2008, pois
aumentou a importância dos estudos de Inventário Hidrelétrico em detrimento do total de
terras atingidas pelo empreendimento. A Resolução ANEEL 343/2008 (que revogou a
Resolução ANEEL 395/1998) traz outras alterações10, em especial a necessidade de aporte de
garantia para registro – entre R$ 100.000,00 e R$ 500.000,00 – e “garantia de fiel
cumprimento, no valor de 5% (cinco por cento) do investimento, equivalente a R$ 4.000,00
(quatro mil reais)/kW instalado...”, o que onerou pequenas empresas ou agentes que
realizavam o estudo e depois comercializavam as autorizações. Contudo, os aspectos técnicos
dos estudos não foram alterados, continuando os estudos a serem s de acordo com asas
“Diretrizes para Estudos e Projetos Básicos de Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH”
(Brasil, 2000a).
Assim como o inventário, a legislação que regula os projetos básicos não prevê
nenhum prazo para que a ANEEL analise os processos. Contudo, os projetos básicos são, em
geral, analisados mais rapidamente, pois são, na agência, a última instância de estudos antes
10 Uma discussão mais detalhada das alterações decorrentes da Resolução 343/2008, bem como um histórico de sua elaboração pode ser encontrada em CARNEIRO (2010).
26
da implantação dos empreendimentos. Os projetos básicos demoram, em média, de 1 a 2 anos
para sua análise.
3.3. Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto Ambiental (EIA-RIMA)
A década de 1980 testemunhou o nascimento do moderno arcabouço jurídico
ambiental brasileiro, através da Política Nacional do Meio Ambiente, de 1981, a instituição da
avaliação de impacto ambiental para atividades poluidoras ou causadoras de impacto, e a
própria inclusão de capítulo específico sobre Meio Ambiente na Constituição Federal de 1988.
De acordo com a Constituição Federal, Artigo 225, § 1º (BRASIL, 1988):
(...) incumbe ao poder público: IV - exigir, na forma da lei, para instalação de obra ou atividade potencialmente causadora de significativa degradação do meio ambiente, estudo prévio de impacto ambiental, a que se dará publicidade; Os Estudos de Impacto Ambiental (EIAs) e respectivos Relatório de Impacto
Ambiental (RIMAs)11, desde sua regulamentação inicial pelo Conselho Nacional do Meio
Ambiente (CONAMA, 1986) avançaram muito tanto em termos de aplicação – sendo
utilizados para o licenciamento de várias atividades – quanto em termos de qualidade – com a
progressiva melhoria dos profissionais, dos métodos e técnicas utilizadas. Porém, apesar de
uma ótima ferramenta para a identificação e quantificação de impactos ambientais locais, os
EIAs são inadequados para o planejamento ambiental em escala regional.
Tal limitação se deve a sua própria natureza e objetivos. Em princípio, o EIA deve
conter (resumidamente) o seguinte conteúdo:
Caracterização do empreendimento: especificar a finalidade do empreendimento, os
insumos, produtos, resíduos e demais características, como dimensão e potencial de
geração de empregos.
Estudo de alternativas locacionais: devem ser estudadas diversas áreas, as quais serão
avaliadas de forma a situar o empreendimento no local que traga os menores impactos
ambientais.
11 O EIA deve apresentar todas as informações relevantes coletadas de forma tão detalhada quanto possível, enquanto o RIMA deve ser uma versão resumida e em linguajar acessível para leigos, apresentando os principais aspectos, impactos, medidas e programas apresentados no EIA.
27
Estudo de alternativas tecnológicas: no qual se relatam as várias tecnologias possíveis
para a implantação do empreendimento, devendo ser escolhida a menos danosa.
Definição das áreas de influência: devem ser delimitadas as áreas de influência direta e
indireta do empreendimento.
Diagnóstico ambiental: dividido nos meios físico, biótico e sócio-econômico, o
diagnóstico ambiental deve caracterizar a situação atual dos vários fatores ambientais
(Ex: geologia, hidrografia, vegetação, economia) da área proposta para implantação do
empreendimento.
Avaliação de impactos ambientais: a partir dos dados do diagnóstico ambiental, a
equipe deve, através de métodos e técnicas adequados, identificar e mensurar os
impactos ambientais significativos (tanto negativos quanto positivos) decorrentes da
implantação do empreendimento.
Proposição de medidas mitigadoras e compensatórias: a equipe deve propor medidas
de mitigação (redução) dos impactos ambientais negativos identificados. Caso não seja
possível mitigar o impacto, devem ser propostas medidas compensatórias.
Conclusões e recomendações: nos quais o cenário de implantação do empreendimento
deve ser confrontado com a possibilidade de não-implantação do empreendimento.
O que parece ser um escopo correto para um estudo ambiental prévio de um
empreendimento é, no entanto, raramente seguido. Muitos estudos desconsideram fatores
ambientais importantes ou utilizam métodos e técnicas de avaliação inadequados para o
objeto de estudo.
Como visto acima, desde a década de 80 o Brasil possui mecanismos legais que
prevêem a avaliação prévia de impactos ambientais para empreendimentos potencialmente
causadores de impactos ambientais. Antes da existência desses diplomas legais, várias
técnicas e métodos de avaliação de impactos ambientais já existiam, as quais passaram por
uma série de adaptações e evoluções até hoje. Porém, as técnicas utilizadas no Brasil, bem
como os estudos que elas subsidiam, são voltadas para a avaliação de empreendimentos de
forma unitária, com ênfase nos impactos locais. O mesmo se dá com os dispositivos legais,
que exigem que o poder público solicite a cada empreendimento uma avaliação de seus
respectivos impactos ambientais – o que está correto tanto do ponto de vista jurídico quanto
técnico – porém não exigem que seja realizado nenhum estudo que avalie os impactos
ambientais indiretos, cumulativos ou interação entre impactos de uma série de
empreendimentos em determinada região. Os impactos ambientais indiretos, cumulativos e
28
interações entre impactos são, via de regra, relegados a segundo plano nos estudos ambientais
atualmente desenvolvidos, e aprovados pelos órgãos ambientais.
Para melhor compreender a importância desses impactos, faz-se necessária uma breve
explicação sobre os diferentes tipos de impactos ambientais, classificados aqui segundo sua
forma de ocorrência.
Impactos diretos são aqueles advindos de uma ou mais ações antrópicas sobre o meio.
Já impactos indiretos são impactos cuja ocorrência depende da ocorrência prévia de outro
impacto, sem relação direta de causa e efeito com a atividade antrópica que causou o impacto
inicial. Impactos cumulativos são impactos cujos efeitos são vistos ao longo do tempo e/ou
espaço, e são resultados de impactos advindos de vários empreendimentos, os quais, mesmo
parecendo de pequena importância por si mesmos, juntos adquirem significância. Já
interações entre impactos ocorrem quando o resultado da ocorrência concomitante (seguindo
sua lógica própria) de dois ou mais impactos é maior do que a soma dos resultados dos
impactos individuais.12
Um exemplo de interação entre impactos é a captação de água para abastecimento
humano com lançamento de efluentes sem tratamento. A captação, que reduz a quantidade de
água no rio, causa como impacto indireto o aumento da temperatura das águas. Já o
lançamento de efluentes, além de aumentar a temperatura das águas em sua grande maioria,
aumenta a carga orgânica total, diminuindo, através da ação bacteriológica, o oxigênio
dissolvido. Imagine-se que as duas atividades funcionam em períodos alternados, ou seja:
quando há captação, não há lançamento, e vice-versa. A fauna aquática sobrevive (com
restrições) tanto à diminuição do oxigênio dissolvido quanto ao aumento da temperatura.
Porém, caso as duas atividades operem simultaneamente, as consequências (alta temperatura
da água com pouco oxigênio dissolvido) são por demais danosas à fauna aquática, a qual
perecerá, aumentando a ação bacteriológica, que diminuirá o oxigênio dissolvido, e assim por
diante.
Já impactos cumulativos propagam-se de acordo com a lógica específica de algum
fator ambiental. Um exemplo é a construção de quatro barragens em um rio habitado por
peixes migradores. Caso todas as barragens tenham dispositivos de transposição (escadas) de
peixes cuja eficiência seja de 50% (ou seja: metade dos indivíduos passa a barragem), isso
não significa que metade dos peixes que saírem dos trechos baixos chegarão à porção superior
do rio. Após a passagem pela primeira barragem, os 50% indivíduos bem-sucedidos passarão
12 Maior detalhamento sobre avaliação de impactos ambintais está disponível em SÁNCHEZ (2008).
29
por outra barragem, restando 25% da população migradora original. Na passagem pela
terceira, somente 12.5% passarão, resultando que somente 6.25% dos peixes que iniciaram a
subida do rio efetivamente chegarão ao seu local de reprodução.
A fim de avaliar impactos indiretos, cumulativos e interações entre impactos de
empreendimentos hidroelétricos, propôs-se a realização de um estudo denominado Avaliação
Ambiental Integrada.
3.4. Avaliação Ambiental Integrada
A Avaliação Ambiental Integrada (AAI) é uma forma de estudo que objetiva a
identificação, em escala de bacia hidrográfica, de impactos indiretos, cumulativos e interações
entre impactos dos vários empreendimentos hidroelétricos, usos do solo e dos recursos
hídricos, e demais fatores ambientais relevantes. Ou seja, as AAIs pretendem identificar
macro-restrições ambientais, uma vez que são estudos em escala de bacia hidrográfica. A AAI
normalmente é uma forma de processo de tomada de decisão entre vários cenários
desenvolvidos. A escolha de um desses cenários (ou alternativas) deve ser tomada com base
nos usos atuais e os usos pretendidos, bem como nas especificidades de cada bacia.
Tais estudos não são exatamente uma novidade no Brasil. Um caso emblemático, e
que popularizou o uso das AAIs no Brasil é o caso da Avaliação Ambiental Integrada do Rio
Uruguai (BRASIL, 2006a), realizado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Ainda pela
EPE, outros estudos foram realizados, nas bacias dos rios Parnaíba (BRASIL, 2006b), Doce
(BRAIL, 2006c), Tocantins (BRASIL, 2006d), Paraíba do Sul (BRASIL, 2006e), Paranaíba
(BRASIL, 2007), Tibagi (BRASIL, 2008), Teles Pires (BRASIL, 2010a) e Araguaia
(BRASIL, 2010b). Outros estudos no modelo de AAI foram realizados, como o da FEPAM
(2007), o qual estudou os impactos de empreendimentos hidroelétricos na bacia dos rios Ijuí e
Butuí-Piratinim-Icamaquã.
A AAI pode também ser utilizada para a seleção de aproveitamentos. Nesse caso, ao
invés de indicar quais as macro-restrições ambientais para a implantação dos
empreendimentos, a AAI seleciona, a partir de seus resultados, quais empreendimentos devem
ou não ser implantados. Apesar dessa forma de avaliação ser um desejo de vários
ambientalistas e mesmo de alguns analistas de orgãos ambientais, ela não é muito utilizada;
em primeiro lugar, por não encontrar respaldo jurídico, no mais pelo simples motivo que
nenhum empreendedor irá financiar um estudo que possa eliminar um de seus
30
empreendimentos, cuja concepção e projeto custam até 10% do valor total do
empreendimento.
Mesmo que já exista o instituto da AAI no Brasil, e que alguns estudos já tenham
sido realizados no país, a AAI ainda não é um instrumento da política de gestão ambiental
devidamente regulamentado por diplomas legais. São várias as razões para tal
desregulamentação. As AAIs não serão realizadas enquanto não houver necessidade jurídica
para tal, ao mesmo tempo em que enquanto não forem realizados vários estudos comprovando
a eficácia dos métodos de avaliação de impactos ambientais em escala de bacia hidrográfica,
nenhuma regulamentação será proposta.
As dificuldades que impedem que as AAIs sejam consolidadas como instrumentos da
política ambiental se dividem em três categorias: jurídicas, técnicas e práticas.
Ao contrário dos estudos específicos de cada empreendimento, a exemplo do EIA,
EAS e RAS, a AAI não é uma exigência legalmente regulamentada. De fato, a AAI mais
conhecida realizada no Brasil (AAI do rio Uruguai) foi realizada somente após uma
manifestacão da Justiça, fomentada pelo Ministério Público, IBAMA e entidades do terceiro
setor, em especial ONGs ambientalistas e o Movimento dos Atingidos por Barragens (MAB).
Nesse ínterim, o poder público, na forma dos órgãos licenciadores, não pode exigir
que em cada licenciamento ambiental de PCHs seja realizada a Avaliação Ambiental
Integrada. Como a AAI não é um instrumento da Política Nacional de Meio Ambiente
(BRASIL, 1981), nem é regulamentada por nenhum diploma jurídico posterior, sua realização
depende da vontade dos empreendedores, os quais muitas vezes realizam os estudos.
Essa aparente solicitude por parte dos empreendedores é advinda de dois fatores: 1)
Prevenção contra futuras manifestações judiciais exigindo a AAI, e 2) Exclusão de
aproveitamentos de outros empreendedores na mesma bacia, favorecendo seus
empreendimentos. 13
No primeiro caso, os empreendedores – em geral empreendedores com capital
suficiente para tal – realizam o estudo, o qual é arquivado, e caso haja alguma deliberação
judicial exigindo o estudo, ele está prontamente apresentável, não atrasando o processo de
licenciamento ambiental dos empreendimentos.
No segundo – e mais comum – caso, os empreendedores realizam a AAI para que os
seus empreendimentos, dentre os vários empreendimentos analisados na bacia, sejam aqueles
cuja viabilidade seja atestada pelo estudo, ao contrário dos projetos de outros empreendedores
13 O autor já participou de AAIs em ambos os casos. Nenhuma delas é pública até a redação desse texto.
31
que pretendem implantar usinas na mesma bacia. Esse caso é somente uma evolução do
primeiro, já que em qualquer dos casos, os estudos – quando são realizados – tendem a ficar
arquivados pelo emprendedor, aguardando manifestação judicial. Caso não ocorra qualquer
manifestação judicial, o processo de licenciamento seguirá os passos preconizados pela
legislação, com a exigência de EIA-RIMA ou estudos simplificados (RAS ou EAS) para a
obtenção da Licença Ambiental Prévia, e demais estudos para as licenças de instalação e
operação, sem qualquer análise de impactos ambientais indiretos, cumulativos e interação
entre impactos.
Pela exposição anterior, pode parecer que uma simples mudança na legislação
poderia satisfazer a necessidade de estudos que visem a identificação de impactos sinérgicos e
cumulativos em escala de bacia hidrográfica. Contudo, essa inexistência de arcabouco jurídico
não deve-se somente a falta de vontade dos legisladores e órgãos integrantes do SISNAMA.
Como os métodos de avaliação de impactos ambientais indiretos, cumulativos e interações
entre impactos são pouco conhecidos no Brasil, e não existe consenso sobre qual o melhor
método, mesmo que exista vontade política, a regulamentação da exigência de AAI seria de
tal forma permissiva que cada empreendedor poderia utilizar um método que gerasse
resultados parciais, com um viés permissivo. O que nos leva à próxima dificuldade para a
implementação em larga escala da AAI para o planejamento ambiental: as dificuldades
técnicas.
Conforme dito anteriomente, não existe nenhum consenso ou paradigma teórico
firmado a respeito de como deve ser realizada uma AAI. Por outro lado, nos estudos
específicos (EIA-RIMA e estudos simplificados) vasta literatura já foi produzida sobre o
assunto. As matrizes de avaliação de impactos ambientais baseadas no trabalho de Leopold
(1971), por exemplo, já são amplamente adotadas sem quaisquer restrições por parte dos
órgãos ambientais. Já no caso das AAIs, os métodos utilizados variam de acordo com a
instituição que elabora os estudos. No caso da AAI do rio Uruguai (BRASIL, 2006a), o
estudo foi muito criticado, em especial por ser elaborado por três empresas com notório
histórico de prestação de serviços ao setor elétrico, como afirma o professor do departamento
de Botânica da Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Paulo Brack, em texto
de Bernardo Câmara (2008):
“A AAI já tem vício de origem, pois não foi feita por órgão ambiental. A avaliação considerou passível de construção todas as hidrelétricas projetadas ao longo do rio Pelotas-Uruguai. O rio original já não teria nada de sua feição natural”
32
Já no caso dos estudos desenvolvidos pela FEPAM (2007), as críticas variam tanto
na fonte quanto no alvo. Não são as entidades ambientalistas que criticam o estudo, e sim os
profissionais do setor privado que – discretamente, longe de holofotes e publicações –
apresentam suas ressalvas ao estudo. Ao invés do vício de origem levantado pelas entidades
ambientalistas no caso da AAI do rio Uruguai, os críticos atacam o estudo na questão de seus
métodos – baseados na Análise Multi-Critério Espacial (MALCZEWSKI, 1999) – não
levarem em questão um dos princípios da análise multi-critério. Esse princípio é o da
parcimônia, na qual duas condições básicas são estabelecidas para a seleção dos critérios de
análise: 1) O número de critérios é definido de forma que o modelo descreva a situação de
forma mais real possível, com o mínimo de critérios, e 2) Somente devem ser utilizados
critérios que realmente gerem algum reflexo no resultado final da análise. Com seus 19
critérios, o trabalho da FEPAM, apesar de tecnicamente bem realizado, não é citado como
possível paradigma de Avaliação Ambiental Integrada.
Outro método, ainda pouco conhecido no Brasil, é o uso de modelagem matemática
aliado ao monitoramento de fatores ambientais. Tal método é descrito no documento da União
Européia intitulado “Study on the Assessment of Indirect and Cumulative Impacts as well as
Impact interactions” (EUROPEAN COMISSION, 1999). Apesar de não ser o procedimento
recomendado como o padrão para a Avaliação de Impactos Ambientais na Europa, o método
somente não foi recomendado (como explicitado no texto original) por conta da falta de dados
de monitoramento ambiental em vários países postulantes a entrada na União Européia.
O método de monitoramento e modelagem matemática é simples em princípio e
complexo na prática, pois o método requer que dados sobre os impactos ambientais gerados
em empreendimentos já implantados sejam coletados, sistematizados e disponibilizados (fase
de monitoramento), de forma que possam ser utilizados para a modelagem matemática dos
impactos provenientes dos empreendimentos planejados.
Com os avanços tanto nos modelos matemáticos em si como no próprio equipamento
(hardware), que permite que os modelos sejam rodados em menor tempo, a modelagem
matemática é um método cujos resultados eliminariam várias das críticas colocadas aos
métodos existentes. A partir do estabelecimento de modelos abertos 14 , com fórmulas
conhecidas, a exemplo das regras da Agência de Proteção Ambiental Norte-Americana (U.S.
14 Entre exemplos de modelos abertos e gratuitos, pode-se citar o River 2D (para modelagem de habitats para ictiofauna), SISBAHIA (modelagem hidrodinâmica em 3D, incluindo dispersão de poluentes e várias outras funções), ISC3 (emissões atmosféricas), HecRAS (hidráulica e transporte de sedimentos), HecHMS (modelagem de bacia hidrográficas e Qual2K (qualidade de água), entre outros. Todos são facilmente encontrados na internet.
33
Environmental Protection Agency), grande parte da subjetividade da análise é retirada da
equipe de profissionais responsável pelos estudos. Como os modelos são abertos, e as
equações conhecidas, qualquer profissional com suficiente capacitação pode reproduzir os
mesmos resultados, eliminando um eventual viés, e tornando o resultado verificável pelos
órgãos ambientais.
Contudo, no Brasil, a modelagem matemática é pouco conhecida, e muito menos
aplicada. Os métodos de modelagem matemática para estudos ambientais são pouco
difundidos tanto no meio acadêmico quanto na iniciativa privada. Tal falta de suporte do meio
acadêmico faz com que muitos dos analistas ambientais lotados em órgãos públicos suspeitem
de análises resultantes da aplicação desses métodos, seja por desconhecimento da existência
desses métodos ou por simples impossibilidade de aplicação, e consequente reprodução do
processo, o que poderia atestar ou refutar os resultados apresentados. Baseados no princípio
da precaução, os resultados advindos de modelagem matemática (sejam válidos ou não)
normalmente são descartados sem qualquer análise.
Um ponto negativo da modelagem matemática é que, mesmo que ela produza
resultados precisos, objetivos e verificáveis por outros profissionais, esse método depende de
grande esforço de coleta de dados, bem como profissionais capacitados para operar os
modelos. Essas especificidades tornam a modelagem matemática onerosa, ainda mais face à
realidade nacional, na qual a contratação dos consultores ambientais deve-se mais ao preço do
que à qualificação da equipe ou o escopo dos serviços a ser realizados. Além disso,
atualmente nenhum órgão ambiental no Brasil realiza a coleta, tratamento, armazenamento e
disponibilização de dados de monitamento ambiental de forma sistemática. Portanto, tem-se 3
fatores que impedem o uso desse método: desconhecimento dos órgãos/consultores, custo
relativamente elevado e falta de dados para calibração.
Mesmo que um consenso seja alcançado no tocante ao método a ser utilizado nas
Avaliações Ambientais Integradas, outra dificuldade fundamental persiste, devido aos fatores
conjunturais.
As dificuldades conjunturais são aquelas que se referem ao dia-a-dia do órgão
ambiental, na possibilidade de superação das duas dificuldades apresentadas acima. A
legislação brasileira permite que uma determinada instituição estude, para fins de Inventário
Hidroelétrico, somente um trecho do rio ou de uma bacia, ao passo que outra instituição pode
estudar os demais trechos. Na questão da escolha do melhor aproveitamento energético, a
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) tem seus critérios para definir a melhor
alternativa. Contudo, o licenciamento ambiental cabe aos órgãos ambientais, os quais, em
34
geral, não dispõem de critérios claros para a seleção de quais aproveitamentos são viáveis ou
não em face de outros, em escala de bacia hidrográfica.
É nessa situação que várias dificuldades práticas para a solicitação da AAI aparecem.
Caso seja solicitada a AAI de uma bacia na qual vários empreendedores pleiteiam licenças
ambientais, as dificuldades são várias.
Como existem vários empreendedores pleiteando empreendimentos na bacia, e todos
tanto desejam lucrar com a implantação dos empreendimentos quanto já disponibilizaram
quantias elevadas para os estudos, obviamente nenhum deles quer seus empreendimentos
inviabilizados. Como a avaliação de impacto ambiental prévia no Brasil, de acordo com a
Constituição Federal (Art. 225) é de responsabilidade do empreendedor, no caso de uma
análise da bacia, em que vários empreendedores (sem contar os demais usuários dos recursos
hídricos) pretendem utilizar os mesmos recursos, na mesma unidade espacial, como serão
definidos os critérios para responder às simples perguntas: Quem pagará pelos estudos? E
quem será responsável por sua elaboração? Tais perguntas abrigam três respostas possíveis: a
divisão dos custos entre empreendedores, a elaboração (e respectivo pagamento) de estudos
por cada empreendedor, e a elaboração de estudos por parte do poder público.
No caso da divisão dos custos envolvidos na elaboração, haveria uma primeira
questão a ser superada, que é a escolha da entidade que realizará os estudos. Decidida a
entidade responsável, nada impede que um dos empreendedores use de métodos escusos para
que a avaliação seja direcionada à aprovação de seus empreendimentos, em detrimento dos
demais.
Já no caso da elaboração de um estudo por parte de cada empreendedor, a
possibilidade de surgimento de resultados conflitantes somente abarrotaria ainda mais os
órgãos ambientais, os quais já são em geral: lentos, carentes de recursos humanos e materiais.
A possibilidade de elaboração dos estudos por parte do poder público esbarra na
própria estrutura dos órgãos ambientais, como citado no parágrafo anterior. Outro obstáculo a
esta possibilidade é a avaliação da própria qualidade dos estudos. Uma vez que os estudos
serão realizados por técnicos do poder público que trabalham na área ambiental, supõe-se que
seriam os mesmos servidores lotados nos órgãos ambientais. Então, quem avaliaria a
conformidade dos estudos com a legislação e as normas técnicas/científicas? Isso abre uma
brecha para que algum dos empreendedores preteridos por conta dos estudos realizados possa
contestar os resultados na justiça, resultando em atrasos significativos ao processo de
licenciamento ambiental, com prejuízo de todos os envolvidos.
35
Ainda que um instrumento cada vez mais difundido para o planejamento ambiental, a
Avaliação Ambiental Integrada ainda é de aplicação rara no Brasil, em oposição aos EIAs e
similares. A disseminação de sua existência e a possibilidade de realização desse tipo de
estudo a torna desejada pelos órgãos ambientais, os quais ainda não dispõem de um arcabouço
jurídico para que a mesma possa ser solicitada em todos os casos em que se faz necessária. Na
maioria das vezes em que a AAI é solicitada, o é somente por conta de manifestação do poder
judiciário, em especial o Ministério Público Federal.
3.5. Projeto Básico Ambiental – PBA
O Projeto Básico Ambiental (PBA) 15 é o estudo que deve ser apresentado pelo
empreendedor para a obtenção da Licença Ambiental de Instalação (LAI). O PBA deve
apresentar o detalhamento das medidas e programas contidos, bem como as ações para o
atendimento às condicionantes da Licença Ambiental Prévia, caso existam condicionantes não
previstas nos estudos anteriores.
As ações, medidas e programas devem ser coordenadas com o cronograma físico de
implantação do empreendimento, de forma que cada atividade tenha seu período de duração
condizente com os impactos que pretende mitigar, compensar, ou detectar (no caso dos
programas de monitoramento).
3.6. Reserva de Disponibilidade Hídrica
A Política Nacional de Recursos Hídricos, instituída pela Lei Federal 9433/1997
(BRASIL, 1997) determina:
“Art. 12. Estão sujeitos a outorga pelo Poder Público os direitos dos seguintes usos de recursos hídricos:
…
IV - aproveitamento dos potenciais hidrelétricos;”
A mesma legislação preconiza que deve ser garantida a qualidade e quantidade dos
recursos hídricos, de forma que em um determinado curso d’água ou bacia hidrográfica, a
demanda – o quanto é retirado ou derivado da fonte – não exceda a disponibilidade – o
quanto da vazão ou capacidade de uma fonte pode efetivamente ser utilizado. Para garantir
que essa condição (demanda<disponibilidade) seja atendida, a mesma lei determina que os
usos listados em seu Art. 12. sejam objeto de outorga, e cria o Sistema Nacional de
Gerenciamento de Recursos Hídricos, composto por:
15 Também chamado de Plano Básico Ambiental.
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“I - o Conselho Nacional de Recursos Hídricos;
I-A. - a Agência Nacional de Águas;
II - os Conselhos de Recursos Hídricos dos Estados e do Distrito Federal;
III - os Comitês de Bacia Hidrográfica;
IV - os órgãos dos poderes públicos federal, estaduais, do Distrito Federal e municipais cujas competências se relacionem com a gestão de recursos hídricos;
V - as Agências de Água.”
A Reserva de Disponibilidade Hídrica é o passo anterior à outorga de uso dos recursos
hídricos, e significa, na prática, que a quantidade (vazão) reservada não estará disponível para
outros usuários durante sua vigência. Essa etapa é especialmente importante no caso das
hidrelétricas em geral, pois a outorga de recursos hídricos pode ter validade de até 35 anos.
Caso uma outorga seja emitida que utilize toda a vazão disponível no curso d’água, essa
mesma vazão ficará indisponível pelo prazo da outorga. Já a Reserva de Disponibilidade
Hídrica tem um prazo menor, e caso o empreendimento seja declarado viável em outra
instância (ANEEL ou licenciamento ambiental) a vazão reservada (não confundir com
outorgada) volta a se tornar disponível. Caso todos os demais requisitos (aprovação na
ANEEL e no licenciamento ambiental) sejam cumpridos, a Reserva de Disponibilidade
Hidrica “A declaração de reserva de disponibilidade hídrica será transformada
automaticamente, pelo respectivo poder outorgante, em outorga de direito de uso de recursos
hídricos...” (Brasil, 2000b).
A documentação, bem como os estudos técnicos necessários para a obtenção da
Reserva de Disponibilidade Hídrica variam de acordo com a jurisdição na qual a referida
reserva é pleiteada, uma vez que essa atribuição pode ser da agência nacional, das agências
estaduais ou mesmo de uma agência de bacia hidrográfica, conforme regulamentado pela Lei
Federal 9433/1997. Como a maioria dos estudos necessários são estudos hidrológicos, e esses
devem ser esgotados nas fases de Inventário Hidrelétrico e Projeto Básico, não há grandes
dificuldades para a elaboração desses estudos por parte dos agentes ou seus consultores. No
quesito institucional, também não há dificuldades, na maioria dos casos, dada a desarticulação
das agências estaduais e dos comitês de bacia, quando existentes16.
16 Pode parecer estranho que, 13 anos após a aprovação da Política Nacional de Recursos Hídricos (de 1997) ainda existam Unidades da Federação sem agências de águas efetivamente funcionais e/ou bacias sem seus repectivos comitês, porém essa é uma realidade que ainda perdura no país. A maioria das bacia ainda não possui sequer o cadastro dos usuários de recursos hídricos, o qual é o primeiro passo para uma gestão de fato eficiente dos recursos hídricos.
37
3.7. Situação em outros países
3.7.1. Países da União Européia (UE)
O Brasil não é o único país, contudo, onde existem vários requisitos legais que devem
ser cumpridos em várias instâncias administrativas. A regulação de vários países prevê
estudos – se não semelhantes – muito parecidos com os brasileiros. Um exemplo visível disso
é a necessidade, em praticamente todas as democracias do mundo, de estudos de impacto
ambiental anteriores à instalação de um empreendimento. A exemplo do Brasil, que tem o
inventário simplificado e os estudos ambientais simplificados, vários países também criaram
mecanismos simplificados para o desenvolvimento de PCHs. Contudo, para esses países, o
conceito de PCH varia muito em relação à potência considerada “pequena”.
Nas américas, praticamente todos os países dispõem de legislação específica a respeito
do assunto, assim como na Europa, onde inclusive foram propostos métodos comuns de
análise de impactos, inclusive os impactos cumulativos (EUROPEAN COMISSION, 1999).
Contudo, isso não elimina as dificuldades e os obstáculos criados pela legislação e pela
burocracia do poder público. Nesse sentido, um estudo elucidativo foi conduzido pela
European Small Hydropower Association (ESHA), intitulado “Administrative Barriers for
Small Hydropower Development in Europe” (ESHA, 2007), o qual apresenta os requisitos e
dificuldades para implantação de PCHs nos países membros da associação17.
Conforme o estudo supracitado, o tempo para obtenção de todas as licenças
necessárias varia entre 12 meses (na Áustria) até 12 anos (em Portugal). Entre os requisitos
listados para implantação de usinas na Europa encontram-se18:
Licença para geração de energia;
Licenciamento ambiental;
Licença de construção (especificamente relacionados ao processo construtivo);
Autorização para conexão ao sistema;
Licenças para inundar as áreas.
17 Os países citados no estudo são Itália, Espanha, França, Suécia, Áustria, Alemanha, Lituânia, Letônia, Estônia e Polônia. 18 No original: “Different types of licences are required regarding the following issues: - Energy generation, - Impact on water quality, flora and fauna of the river, and all environmental aspects - Construction requirements, - Connection to the grid, - Landed properties, - Other Procedures”
38
Ainda que todas essas dificuldades sejam muito semelhantes àquelas encontradas no
Brasil, elas não representam a totalidade das semelhanças entre o Brasil e os países citados.
Isso fica evidente quando se explica que os requisitos acima:
“encontram-se sob responsabilidade de diferentes autoridades. Nesse contexto, os procedimentos não somente variam de um país para outro, como também dentro de um país, de uma região para outra, ou mesmo em uma mesma região, de um projeto para outro.”19(ESHA, 2007, pág. 3)
E caso a alguém pareça que as semelhanças cessam nesse ponto, o estudo ainda diz:
“Esses procedimentos – que estão longe de serem transparentes, objetivos e não-discriminatórios – em alguns casos são supervisionados por várias administrações locais, muito sensíveis a grupos de pressão e lobby, o que multiplica o número de interlocutores, e aumenta o tempo de tomada de decisão (até 58 licenças de diferentes instâncias são necessárias em algumas localidades italianas). Adicionalmente, o projeto deve ter publicidade de forma que a população possa reagir.”20 (ESHA, 2007, pág. 3)
Os procedimentos e dificuldades expostos acima diferem pouco das críticas que vemos
no Brasil. Lá, como aqui, faltam transparência, objetividade, imparcialidade e centralização
do processo.
3.7.2. Estados Unidos da América (EUA)
O procedimento para a construção de PCHs nos EUA foi simplificado em 2003, a
partir da emissão da Order 2002 da Federal Energy Regulatory Commission (FERC), a qual
entrou em vigor no mesmo ano. A referida ordem estabeleceu um procedimento integrado de
concessão, o que significa que todo o processo de licenciamento, seja em relação à geração de
energia, licenciamento ambiental ou questões indígenas tramita ao mesmo tempo, de forma
concomitante. Em usinas de potência inferior a 5MW, alguns casos são inclusive isentos do
processo de licenciamento, e a avaliação ambiental é expedita, atendidos alguns critérios
19 No original: “Which are under the responsibility of different authorities. In this context, the procedures not only vary from one country to another, but also within a country from one region to another and even often in the same region, from one project to another.” 20 No original: “These procedures - that are far from being transparent, objective and non discriminatory- in some cases are supervised by several local administrations, very sensitive to pressure and lobby groups, which multiply the number of interlocutors, and extend the time to take decisions (up to 58 permits from different administrations are necessary in some Italian locations). In addition, the project has to be made public so that people can react.”
39
expressos no “Handbook For Hydroelectric Project Licensing And 5 MW Exemptions From
Licensing”21 (FERC, 2004).
Uma significativa diferença entre o procedimento adotado nos EUA e os demais países
é que nos EUA o empreendedor somente tem um único “balcão” onde centraliza a entrega de
todos os documentos. Lá, a FERC, após receber os documentos do empreendedor, solicita que
os órgãos ambientais e agentes de direitos indígenas (lá, a questão indígena é mais importante
que o direito de uso da água, sendo que o pagamento para uso da água não existe no âmbito
federal) se pronunciem a respeito das solicitações que devem ser feitas ao empreendedor. Ou
seja, o empreendedor não precisa lidar com uma miríade de órgãos e instâncias
representativas. Cabe à FERC apontar as instituições que serão consultadas. A publicidade
dos dados entregues à FERC é imediata, permitindo a consulta por qualquer cidadão
imediatamente após o protocolo, sendo que no caso de solicitação por muitos indivíduos, o
empreendedor é obrigado a arcar com os custos ou fornecer o material diretamente aos
interessados.
No quesito legislação, os diplomas legais dos EUA são tão simplificados quanto
possível, existindo, a nível federal, um grande diploma legal que regula a concessão de
hidrelétricas, o Federal Power Act (FPA), o qual, existente desde 1920, foi sendo alterado àa
medida que a situação energética, política, tecnológica e institucional assim requeria.
Obviamente, sendo uma república federativa, existem diplomas legais estaduais e mesmo
municipais a respeito, porém no âmbito federal existem poucos diplomas legais, e a grande
parte das questões é tratada ou no FPA ou na NEPA.
No mais, o benefício da existência de uma instituição centralizando o processo é que
ela obedece a uma política de Estado (não confundir com política de governo) bem definida,
com prazos para todas as instituições participantes se manifestarem, normalmente de 60 dias.
No caso das demais instituições não atenderem as requisições da FERC, é aplicado o princípio
do silêncio administrativo positivo, ou seja, caso uma instituição não se manifeste a respeito
de um projeto, significa que ela não levanta nenhuma objeção a sua continuidade.
Após a manifestação de todos os órgãos, a FERC age como uma instância de debate
entre as várias instituições interessadas, inclusive o empreendedor. Assim, de forma integrada
(como o nome do procedimento explicita), são definidos os estudos e requerimentos
necessários que devem ser apresentados pelo empreendedor. Quando da entrega de toda a
documentação solicitada, o mesmo conjunto de instituições se reúne para avaliá-la. Nesse
21 Em tradução livre, “Manual para licenciamento de projetos hidrelétricos e isenções de licenciamento até 5MW”.
40
ponto há uma grande diferença entre o procedimento nos EUA e o procedimento brasileiro: o
empreendedor deve fornecer todos os dados necessários, porém a avaliação da viabilidade
ambiental é feita pelos órgãos públicos, os quais dispõem de uma equipe própria para isso. De
forma alternativa, por solicitação do empreendedor, podem ser chamados consultores externos,
porém a FERC é quem define o escopo dos estudos e fiscaliza a qualidade do trabalho
entregue. Além disso, os consultores são obrigados a assinar um termo de compromisso no
qual declaram não ter qualquer interesse no resultado do projeto.
41
3.8. Resumo da situação institucional nos países pesquisados
A partir dos dados pesquisados e apresentados nos itens anteriores, nota-se que o
Brasil apresnta mais semelhanças com os países da União Europeia; seja pela situação
institucional, seja pela demora no processo. Um dos pontos principais do processo de
autorização de hidrelétricas que mais diferencia os EUA do Brasil ou dos países europeus é
que o processo, no primeiro, transcorre todo sob a supervisão de um único órgão, enquanto
nos demais se deve consultar uma série de instituições e agências. Há casos, como os do
Brasil e da Itália, em que até os municípios podem impedir a instalação de empreendimentos
que beneficiam a totalidade da população de um país.
O quadro abaixo apresenta um pequeno resumo da situação institucional encontrada
nos países pesquisados:
42
Quadro 4 – Situação institucional em alguns países
País Existem
procedimentos simplificados?
Uma única instituição
cuida de todo o processo?
Existem prazos para manifestação do poder
público sobre um projeto?
Há tarifas sobre o uso da água?
Tempo médio para aquisição das autorizações
Itália Sim Não 180 dias, normalmente
desrespeitados Sim, tanto locais quanto estaduais
4 a 8 anos
Espanha Não Não Não Não 6 a 10 anos França Não Não Não Não 6 anos Suécia Não Não Não Não 2 a 7 anos Áustria Não Não Não Não 1 ano22 Alemanha Não Não Não Não 6 meses a 2 anos Lituânia Não Não Não Não 1,5 a 3 anos Letônia Não ND Não ND 6 a 18 meses Estônia Não Não Não Não 1 a 2 anos
Polônia Não Não Não
Normalmente não, porém alguns
tributos podem ser cobrados
1 a 8 anos
EUA Sim Não Sim Não ND
Brasil Sim Não Não Sim, raramente
aplicadas > 5 anos
22 ESHA (2007) ressalta que os requisitos ambientais são tão rigorosos na Áustria que empreendedores preferem investir em outros países, e que quae nenhuma nova usina é autorizada. Isso pode explicar as razões da celeridade do processo.
43
4. DIFICULDADES PARA A IMPLANTAÇÃO DE PCHS
Como exposto nos capítulos 2 e 3, a legislação que regula a implantação de PCHs no
país exige que seja realizada uma série de estudos, os quais podem ser divididos em 3 grandes
grupos:
Estudos de engenharia: Inventário Hidrelétrico, Projeto Básico;
Estudos Ambientais: EIA/RIMA, PBA, AAI; e
Estudos para uso dos recursos hídricos: Reserva de Disponibilidade Hídrica ,
estudos para outorga.
Outros estudos que podem ser necessários, dadas as particularidades locais, são os
estudos arqueológicos, caso sejam detectados sítios de relevância histórica ou arqueológica na
área do empreendimento; e os estudos etnológicos, no caso de intervenções em áreas
indígenas. Como esses assuntos normalmente são abordados no licenciamento ambiental, os
estudos são realizados e analisados ao mesmo tempo em que os estudos ambientais.
Como os estudos para obtenção de Reserva de Disponibilidade Hídrica e a respectiva
Outorga não representam grandes dificuldades, serão detalhados somente as dificuldades de
engenharia e do licenciamento ambiental. Para facilitar a análise, a apresentação das
dificuldades inerentes a cada fase de estudos são agrupadas em cada um dos grandes grupos
supracitados.
4.1.1. Dificuldades dos estudos de engenharia
Os estudos de engenharia pré-implantação do empreendimento são analisados pela
ANEEL. Conforme a legislação do setor, os estudos necessários são o Inventário Hidrelétrico
e o Projeto Básico. O primeiro é um estudo de uma bacia, rio ou trecho de rio, que visa
identificar os locais com aptidão para implantação de aproveitamentos hidrelétricos; enquanto
o segundo é um projeto de somente um aproveitamento, detalhando os aspectos topográficos,
geológicos/geotécnicos, hidrológicos, energéticos e de engenharia do referido aproveitamento.
A primeira dificuldade para a realização de um inventário, considerando que se
disponha dos recursos financeiros necessários para a empreitada, é encontrar um curso d’água
com quedas e vazões que sinalizem a vocação energética da bacia. Essa já não é uma tarefa
fácil, pois as fontes de dados para a avaliação desses dois aspectos (topografia e hidrologia)
estão longe do ideal no Brasil. O mapeamento sistemático nacional é em escala pequena para
este fim (1:50.000 e 1:100.000 na maioria do território nacional) além de ser desatualizado,
com mais de 30 anos de idade. Já a rede hidrometeorológica nacional está aquém do
44
recomendado pela Organização Meteolorógica Mundial (WMO, no original), além de ser
operada de forma instável, o que faz com que algumas bacias não disponham de dados ou que
os dados disponíveis apresentem falhas ou longos períodos sem dados. Contudo, essas
dificuldades, técnicas por natureza, são superadas de forma relativamente fácil com a
contratação de levantamentos aerofotogramétricos, topográficos, hidrométricos e hidrológicos.
O mesmo se aplica à geologia/geotecnia. Contudo, isso resulta em maiores custos para o
empreendedor, o que poderia, em teoria, diminuir a atratividade do inventário hidrelétrico.
Iniciativas já foram tomadas nesse sentido, como a prioridade da outorga para o agente que
realizar o inventário. E no quesito técnico, o Brasil, por sua larga experiência e tradição na
implantação de hidrelétricas, não sofre com falta de mão de obra qualificada.
A dificuldade institucional, por outro lado, tem sido o grande empecilho para a
realização dos inventários hidrelétricos, além, obviamente, dos custos. Os passos
institucionais de um inventário são, resumidamente:
Identificação do potencial,
Solicitação de registro ativo,
Efetivação do registro ativo,
Elaboração do inventário,
Aceite técnico,
Análise,
Aprovação, e
Publicação de Despacho.
Voltando à análise da Figura 3 (cap. 2), nota-se que da totalidade das etapas, somente
três delas – a identificação do potencial, a solicitação do registro e a elaboração do inventário
– cabem ao agente interessado. O problema aí se encontra na falta de celeridade da agência
em cumprir as etapas que lhe cabem. Entre a solicitação e a efetivação do registro ativo, por
exemplo, não são raros casos em que transcorreram mais de três meses. Já desde a entrega dos
estudos de inventário até o aceite técnico – cuja “avaliação” é pouco mais que uma
conferência entre os sumários dos estudos e o checklist da agência – há casos de mais de seis
meses. Já a análise propriamente dita depende da lista de prioridades da agência, e
absolutamente não tem prazo, uma vez que a lista de prioridades é revista periodicamente,
permitindo a um inventário com maior adequação aos critérios de prioridade passar a frente
de outro que se encontra lá há mais tempo. Caso não houvesse concorrência, e a oferta de
energia no país fosse suficiente para suprir a demanda, não haveria problema com a demora
45
na análise dos projetos, porém este não é o caso. Nesse ínterim, vale acrescentar que a
crescente participação de fontes térmicas na matriz elétrica é, por si só, sintomática de
problemas com o processo de autorização de hidrelétricas, a saber: 1) falta de investimento, 2)
falta de potencial ou 3) demora nos processos das hidrelétricas. Como o investimento
encontra-se abundante no setor; e o potencial existe, somente pode-se supor que há algum
aspecto institucional que não está funcionando a contento.
Nos casos de concorrência em inventários hidrelétricos, o prazo de 120 dias para que
todos os concorrentes entreguem seus inventários começa a contar a partir da data do aceite
do primeiro inventário. Isso significa que mesmo que um empreendedor invista nos estudos
de forma pioneira, para garantir a exclusividade do potencial que descobriu, os prazos (ou a
falta deles) por parte da ANEEL permitem que um concorrente que pediu o registro ativo
meses após o primeiro empreendedor tenha o tempo suficiente para realizar seu estudo e
competir em condições iguais com aquele que primeiro investiu no potencial. Isso é possível
por uma conjunção de dois fatores: 1) A publicação da efetivação do registro ativo no Diário
Oficial da União, e 2) A demora da agência em anuir com o aceite técnico. O primeiro fator, a
publicação do registro ativo, é benéfico para a sociedade, pois permite a todos, inclusive a
população local, que saiba que determinado curso d’água encontra-se em estudo por um
agente de geração. Porém, permite a agentes que não investem na prospecção de novos
potenciais que se aproveitem dos recursos gastos por outros para entrarem em concorrências,
sabendo que a demora da agência lhes dará o tempo necessário para realizarem os estudos.
Mesmo que o primeiro agente esteja com o estudo pronto quando o registro ativo for
efetivado, a demora de 4 a 5 meses da agência para anuir com o aceite técnico, somada ao
prazo de 120 dias para que os demais agentes entreguem seus estudos já permite que a
concorrência consiga fazer seus próprios estudos.
Supondo que dois ou mais interessados recebam o aceite técnico, entra em cena a
questão do desempate e seleção do estudo de inventário a ser aprovado. Os critérios de
desempate são definidos pela Resolução ANEEL 398/2001, e são, resumidamente:
Estudos de dimensionamento,
Estudos hidrometeorológicos,
Investigações e estudos geológicos/geotécnicos,
Cartografia e topografia,
Estudos ambientais,
Estudos de usos múltiplosdos recursos hídricos, e
46
Estudos sedimentológicos.
Como explicitado anteriormente nesse texto, os critérios acima se encontram em
ordem decrescente de peso. Ou seja, os estudos de dimensionamento tem a maior importância
relativa, e os estudos sedimentológicos, a menor.
Seguindo a lógica, em caso de concorrência a análise é mais demorada que casos onde
existe somente um agente interessado no estudo. O prazo de análise não é somente aumentado
de forma proporcional ao número de concorrentes (dois concorrentes, o dobro do prazo etc.),
como o estudo de inventário ainda é prejudicado pelo tempo em que o primeiro agente a
entregar seu estudo ainda tem que aguardar pelos demais até que a agência possa iniciar a
análise.
A demora da análise dos estudos de inventário causa ainda transtornos aos agentes,
que pela incerteza sobre qual inventário será aprovado (grande parte dos inventários
registrados após a Resolução ANEEL 343/2008 é objeto de concorrência) não desenvolvem
os estudos de Projeto Básico, e se os desenvolvem, o fazem somente para os aproveitamentos
que se enquadrem dentro dos 40% de reserva a que o agente responsável pelo inventário tem
prioridade. Contudo, a lógica reversa do agente é a seguinte: é necessário que o inventário
apresente 40% de usinas viáveis (conhecidas no jargão do setor como “filés”), as quais serão
apresentadas como preferenciais pelo agente, “garantindo” assim suas usinas. O resto do
potencial do rio pode ser então preenchido com usinas inviáveis financeira ou ambientalmente,
para que nos critérios de desempate, a potência total inventariada garanta ao empreendedor a
vitória na concorrência. Note-se que, usando um exemplo simples, na comparação entre dois
inventários, um com 80 MW de potência total, mas toda ela viável ambientalmente
(inventário “A”), e um inventário com 100 MW de potência, mas somente 40 MW viáveis
ambientalmente (inventário “B”), a tendência é que o inventário A seja preterido em relação
ao inventário B, por conta do critério de “aproveitamento ótimo” do curso d’água preconizado
no Manual de Inventário Hidrelétrico, bem como na legislação setorial.
Já no Projeto Básico, não ocorrem grandes disputas, já que em termos ambientais,
pouco pode ser feito para minimizar ou maximizar os impactos, uma vez que os níveis
operacionais são definidos no inventário hidrelétrico, e a grande parte dos impactos
ambientais é derivada dos níveis operacionais. O Projeto Básico é, essencialmente, um
trabalho técnico, e como tal, a disputa entre concorrentes é técnica, o que não o isenta dos
problemas advindos da demora na análise dos processos pela agência reguladora. Todos os
problemas institucionais citados no caso dos inventários são aplicáveis aos projetos básicos.
Contudo, novos problemas surgem nessa fase.
47
Como o término do processo de tramitação do Projeto Básico na ANEEL é a
concessão da outorga de geração de energia, a agência solicita do empreendedor que
comprove, para tal, a viabilidade ambiental do empreendimento, por meio das licenças
ambientais. Entretanto, não são raros entre os profissionais do setor relatos de órgãos
ambientais estaduais que solicitaram o despacho de aprovação do Projeto Básico como um
documento necessário para emissão da Licença Ambiental Prévia (LAP), ao mesmo tempo
que a ANEEL requeria ao empreendedor a LAP para publicar a aprovação do Projeto Básico.
4.1.2. Dificuldades advindas do licenciamento ambiental
É bem conhecida no setor elétrico a fama de vilão do licenciamento ambiental. Já
entre os ambientalistas, as hidrelétricas são conhecidas como um grande vilão do meio
ambiente. Pode-se afirmar com absoluta certeza que há desinformação de ambos os lados. As
críticas aos estudos ambientais são, além de contundentes, várias vezes bem fundamentadas,
como é o caso do documento “Deficiências em Estudos de Impacto Ambiental”, publicado
pelo Ministério Público da União – MPU (Brasil, 2004), o qual elenca uma série de
deficiências comumente encontradas nos EIAs analisados pelo Grupo de Trabalho de
Licenciamento de Grandes Empreendimentos, da 4ª Câmara do MPU. Outras críticas, por
vezes, são desinformadas e baseadas em informações errôneas e preconceitos, não raro por
falta de qualificação técnica dos integrantes das entidades ambientalistas do terceiro setor.
Já as críticas ao licenciamento ambiental como vilão do desenvolvimento energético
do país são frequentes, tanto no meio político – especialmente às vésperas de grandes eventos
do setor, como leilões – quanto no meio técnico. No meio político, as críticas são, tal qual a
maioria das críticas do lado oposto, mal informadas e preconceituosas, e normalmente são
proferidas por pessoas sem a experiência técnica. Já entre os técnicos do setor, ainda perdura a
lembrança da época das grandes usinas feitas nas décadas de 1970 e 1980, sob a égide de um
Estado que ainda não havia incorporado totalmente a suas políticas os princípios de
conservação ambiental. Esses técnicos que participaram das obras naquela obra argumentam
(não sem um pouco de razão, na opinião do autor) que ainda que tenham ocorrido alguns
absurdos, como a usina de Balbina, onde foram inundados 4.437 km2 para obter 250 MW de
potência instalada (4437km² de área inundada para 250MW de potência instalada), a grande
maioria das obras de hidrelétricas que forneceram a infra-estrutura necessária ao crescimento
do país foram obras racionais, com bom aproveitamento do potencial e um balanço razoável
48
entre geração de energia e conservação23 ambiental. Outro ponto importante é que muitas das
críticas feitas hoje às usinas construídas no passado são extemporâneas, uma vez que o
paradigma ambiental hoje é muito diferente do existente naquela época. Não parece coerente,
portanto, julgar baseado na legislação ou mesmo no zeitgeist atual um evento pretérito.
Um fato relevante é que os Estudos de Impacto Ambiental (EIAs) começaram a ser
realizados no Brasil por conta da pressão de organismos financiadores internacionais, como o
Banco Mundial. O primeiro EIA realizado no país foi o da Usina Hidrelétrica de Sobradinho.
Inicialmente restritos a obras com financiamento internacional (por exigência desses
organismos), os EIAs depois começaram a ser aplicados em território nacional, independente
da fonte dos recursos.
Uma diferença marcante entre o licenciamento ambiental de usinas hidrelétricas e a
maioria dos outros tipos de empreendimentos propostos é que as hidrelétricas não podem ser
localizadas a critério dos projetistas, uma vez que dependem de cursos d’água que tenham
tanto vazão quanto quedas. A definição dos locais adequados e dos níveis operacionais dos
barramentos obedece a leis e normas técnicas específicas para este tipo de empreendimento,
em especial o Manual de Inventário de Bacias Hidrográficas (Brasil, 2007), onde lê-se (p. 35):
“Os Estudos de Inventário têm como critério básico a maximização da eficiência
econômico-energética, em conjunto com a minimização dos impactos
socioambientais negativos, considerando-se adicionalmente os impactos
socioambientais positivos oriundos da implantação dos aproveitamentos
hidroelétricos na bacia.”
Apesar da recente mudança de paradigma, com a inclusão das variáveis
socioambientais nos critérios de seleção da alternativa proposta pelos inventários, na prática o
inventário ainda é focado na geração da alternativa com o maior potencial de geração de
energia elétrica. Um exemplo que ilustra bem a baixa importância das variáveis
socioambientais na definição das alternativas de divisão de quedas encontra-se na Resolução
ANEEL 398/2001 (Brasil, 2001), que trata dos critérios para comparação e seleção dos
estudos em caso de concorrência, onde se vê que os estudos socioambientais e de usos
múltiplos dos recursos hídricos ocupam, respectivamente, a quinta e sexta posições entre os
critérios de desempate.
23 É importante não conduzir os conceitos de “conservação” e “preservação” ambiental. “Conservação” é o uso racional dos recursos naturais, enquanto “preservação” é a não utilização dos recursos, ou seja, a manutenção de porção do ambiente tal qual ela se encontra, sem intervenções.
49
No atual ambiente de acirrada competição entre empreendedores no setor elétrico,
onde grande parte dos estudos de inventário hidrelétricos passa por concorrência entre dois ou
mais interessados, os critérios socioeconomicos (área inundada, população afetada, supressão
de vegetação, manutenção dos usos múltiplos dos recursos hídricos) recebem menos atenção
que os totais de potência, energia média gerada – ou os custos dos empreendimentos. Isso é
compreensível do ponto de vista do empreendedor, já que esses são os critérios básicos para
que, entre os concorrentes, seu inventário seja o aprovado. Contudo, essa postura de
priorização dos critérios energéticos e econômicos em detrimento dos critérios
socioambientais gera alguns desconfortos em etapas futuras do processo de implantação dos
empreendimentos, especialmente no aspecto ambiental, por vezes impedindo ou atrasando a
implantação dos empreendimentos. Como exemplos de circunstâncias que podem atrasar ou
mesmo inviabilizar empreendimentos, podemos citar:
Existência de espécies da fauna raras, endêmicas ou ameaçadas de extinção
(UHEs do rio Madeira);
Níveis de reservatório que demandem a supressão de vegetação protegida
pela legislação (AHE Barra Grande);
Presença de comunidades tradicionais (Complexo do rio Xingu);
Sítios Arqueológicos (UHE Santa Isabel);
Descaracterização de sítios de relevante beleza cênica (AHE Dardanelos);
Relocação de populações (UHE Itá).
Esses problemas são também verificados – ressalvadas as devidas proporções – na
implantação de PCHs. Contudo, conforme citado anteriormente, muitas vezes eles são
desconsiderados nos inventários hidrelétricos simplificados em função da otimização
energética. Isso leva à existência de “aberrações” claramente inviáveis, como usinas com
20km² de área inundada (o máximo para PCHs é 13km²) e 1,5MW de Potência Instalada, ou
seja, uma usina claramente inviável, seja econômica ou ambientalmente. Contudo, a adição de
vários aproveitamentos com essas características pode representar a diferença entre a
aprovação de um ou de outro entre os inventários concorrentes, como demonstrado
anteriormente.
Os EIAs, no quesito técnico, tem seu escopo bem estabelecido pela Resolução
CONAMA 001/1986, o que significa que, tal qual os inventários hidrelétricos e os projetos
básicos, tem uma estrutura que tende a se aproximar de um padrão. Contudo, segundo os
50
órgãos ambientais, e mesmo entre os profissionais da área, é notório que existem EIAs que
são tecnicamente deficientes.
Duas principais causas para a existência de estudos deficientes podem ser apontadas.
A primeira é a alta concorrência. A aparente prosperidade do setor de consultoria ambiental
nos últimos anos levou ao aparecimento de centenas de empresas dispostas a realizar estudos
ambientais. Nessa situação, empresas reduzem seus preços até o ponto em que é praticamente
impossível realizar o serviço com qualidade técnica pelo valor cobrado, levando à cultura do
“copia-e-cola” (reaproveitamento de dados ou mesmo cópia de estudos já existentes), e
diminuição da qualidade técnica, com a contratação de profissionais inexperientes, com baixa
qualificação, menor remuneração e maior possibilidade de aceitar pressões para realizar
trabalhos sem critérios técnicos.
A segunda é que os próprios órgãos ambientais não dispõem de profissionais
qualificados para analisar os estudos, e quando os tem, ou os números são insuficientes para
uma correta análise de todos os processos ou os processos são aprovados à revelia dos
técnicos, por pressões políticas e/ou financeiras. Ou seja, estudos ambientais de baixa
qualidade são aprovados pelos órgãos ambientais, seja por técnicos mal capacitados, seja por
vias políticas e/ou financeiras, normalmente ilegais.
A aprovação de EIAs deficientes, ressalte-se, estimula a continuidade desse ciclo
vicioso: o empreendedor contrato um estudo a custo reduzido, obtêm um produto de baixa
qualidade, e o aprova por vias não exclusivamente técnicas. Essa aprovação, por si, é um
estímulo à perpetuação dessas más práticas por ambos os lados.
Além das deficiências dos estudos em si, a questão institucional do licenciamento
ambiental também apresenta várias (e sérias) falhas. A primeira é a multiplicidade de
diplomas legais. Além da legislação ambiental federal, cada unidade da federação tem sua
própria legislação ambiental, sem contar os municípios, que também podem dispor de códigos
próprios a respeito. A cada etapa nessa hierarquia, a legislação fica mais e mais restritiva.
Os prazos também são um grande empecilho citado quando trata-se das dificuldades
do licenciamento ambiental. A legislação ambiental prevê o prazo de um ano para
manifestação do poder público a respeito de um estudo. Uma das críticas mais frequentes – e
muito coerente – é que na maioria dos casos os estudos ambientais são elaborados em prazo
inferior aos doze meses que o órgão ambiental dispõe para analisar o estudo. Outro
dispositivo muito utilizado pelos órgãos ambientais, e que gera significativos atrasos dos
estudos é a solicitação de complementações. A legislação permite que o órgão ambiental
solicite complementações ao empreendedor, sendo que durante o período de elaboração das
51
referidas complementações, o prazo de análise pelo órgão ficará paralisado. Conforme o
Artigo 10 da Resolução CONAMA 237/1997 (BRASIL, 1997):
Art. 10. O procedimento de licenciamento ambiental obedecerá às seguintes etapas: I - Definição pelo órgão ambiental competente, com a participação do empreendedor, dos documentos, projetos e estudos ambientais, necessários ao início do processo de licenciamento correspondente à licença a ser requerida; Ora, se a primeira etapa do licenciamento de licenciamento prevê a definição pelo
órgão ambiental competente dos estudos necessários, caberia especificar melhor em que
circunstâncias poderiam ser solicitadas complementações pelo órgão ambiental. Contudo, o
Artigo 14 da resolução supracitada estabelece como único critério para a solicitação de
exigências complementares o fato que tal solicitação ocorra dentro do prazo de análise (12
meses) do estudo.
Essas dificuldades de fato tornam o processo mais moroso e complicado do que ele
poderia ser. Entretanto, cabe retornar a grande pergunta desse estudo. São as deficiências
técnicas dos EIAs que impedem o aproveitamento do potencial de PCHs paralisado no país,
em especial os 18,75% em que nenhum agente demonstrou interesse? A resposta para tal
pergunta é simples: não. Por mais moroso e complicado que seja o processo, o Brasil está
repleto de bons profissionais, tanto técnicos quanto gestores24 com qualificação e experiência
para conduzir o processo de licenciamento ambiental de forma satisfatória pelos padrões
nacionais.
Nos últimos anos parou-se de falar tanto em deficiências dos EIAs, e o foco voltou-se
para um tipo de estudo relativamente novo, as AAIs, abordadas no item 3.4. Com menos de 5
anos desde a primeira AAI realizada no país, uma profusão delas já foi solicitada pelos órgãos
ambientais. As AAIs inclusive foram inclusas na versão 2007 do Manual de Inventário como
obrigatórias para inventários hidrelétricos plenos (de UHEs).
Entretanto, a AAI, como estudo, é pouco documentada, sem arcabouço jurídico que
lhe dê sustentação, sem padrão em relação a sua estrutura e sem critérios claros de avaliação
das AAIs pelos órgãos ambientais. Isso não impede, por exemplo, que ela seja saudada como
a solução para o licenciamento ambiental. Em Brasil Sustentável (2010), encontra-se fala(?)
24 “Técnicos” é utilizado nesse texto em alusão aos profissionais que elaboram os estudos ambientais, enquanto os “gestores” são os profissionais encarregados do processo, via procuração, para o empreendedor. Normalmente os técnicos são autônomos ou pertencem ao quadro de alguma empresa de consultoria, enquanto os gestores trabalham diretamente para o empreendedor.
52
de Francisco Lopes Viana, superintendente de Outorga e Fiscalização da Agencia Nacional de
Águas (ANA), fazer a seguinte colocação:
“Não há dúvida nenhuma de que a análise integrada da bacia é a melhor solução. É melhor do que o EIA/Rima (Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto no Meio Ambiente), embora não dispense tais estudos.” A afirmação que a AAI não dispensa os EIAs é inteiramente verdadeira, até porque os
EIAs são regulamentados por lei, enquanto as AAIs não possuem qualquer regulamentação.
Já a afirmação de que um estudo é melhor que o outro merece uma discussão mais
aprofundada.
O enfoque dos estudos de AAI difere do utilizado nos estudos para licenciamento
ambiental, como os Estudos de Impacto Ambiental (EIAs), uma vez que não visam avaliar os
impactos de um empreendimento, e sim os impactos de um conjunto de empreendimentos.
Dessa forma, a AAI é mais um instrumento de planejamento da bacia hidrográfica que uma
ferramenta de licenciamento ambiental, dado que sua própria abrangência – a totalidade da
bacia hidrográfica – denota a natureza ampla dos estudos, que buscam a identificação de
conflitos e macro-restrições ambientais, ao invés do levantamento de detalhes dos fatores
ambientais que são abordados nos EIAs.
O fato de os EIAs terem uma abordagem local não é uma deficiência por não
avaliarem os impactos regionais, ao mesmo passo que a abrangência espacial da AAI não
significa que a mesma seja deficiente na identificação de impactos locais. Cada um desses
estudos atende a objetivos diferenciados, e por isso tem – e deve ter – objetivos e métodos
diferentes.
Um EIA não tem preocupação com impactos regionais, porém isso não é um problema
em si, uma vez que seu objetivo é identificar os impactos do empreendimento em seu local de
implantação e propor medidas para mitigar ou compensar os impactos negativos, além de
programas de monitoramento das condições ambientais. Caso o enfoque fosse regional, menor
esforço seria dado aos impactos locais, o que poderia acarretar em deficiências na
identificação de impactos locais e suas medidas mitigadoras. Ao mesmo tempo em que, aí sim,
o estudo seria deficiente, os resultados do EIA, pelo fato de ser feito por um único
empreendedor, visando a(crase?) aprovação de um empreendimento, não poderiam ser
aplicados à totalidade da bacia, influenciando outros empreendimentos ou empreendedores.
Ou seja, mesmo que o EIA visasse a identificação de impactos regionais, o fato de analisar
somente um empreendimento não permitiria que esses impactos regionais fossem
53
corretamente identificados, além de comprometer os resultados que se esperam do EIA – uma
correta identificação dos impactos do empreendimento em estudo e proposição de medidas
para mitigar esses impactos. Além disso, os métodos de Avaliação de Impactos Ambientais
(AIA) utilizados para identificação de impactos locais não são os mesmos aplicados para a
identificação de impactos regionais.
A AAI, por sua vez, como trata de uma análise de conjuntos de empreendimentos,
visando a identificação dos impactos indiretos, cumulativos e interações entre impactos,
utiliza os dados levantados nos estudos feitos anteriormente na bacia (EIAs inclusive), para
caracterizar a bacia como um todo, avaliando impactos não só de um empreendimento, mas
aqueles impactos que se propaguem pelo ambiente, para fora da área de influência do
empreendimento, podendo potencializar, mitigar, ou, através de efeitos sinérgicos, gerar um
novo impacto que não ocorreria sem a implantação conjunta de mais de um empreendimento.
Como se presume que os impactos locais já foram corretamente identificados nos EIAs de
cada empreendimento, seria redundante que a AAI apresentasse um enfoque local, além do
problema metodológico citado anteriormente devido à diferença de métodos para
identificação de impactos locais e regionais. Ao contrário dos EIAs, que visam o
licenciamento ambiental, a AAI não tem essa finalidade. Caso a AAI tivesse fosse utilizada
como ferramenta de licenciamento ambiental, além de não abranger os impactos locais, a
equipe que realizasse os estudos seria imbuída de uma responsabilidade que é prerrogativa
única do órgão licenciador, a de atestar a viabilidade ambiental dos empreendimentos. Por
esses motivos, a AAI é um instrumento de planejamento, auxiliando os órgãos competentes na
avaliação de aspectos não abordados nos EIAs dos empreendimentos.
O caráter de instrumento de planejamento é presente desde o conceito básico da AAI,
que prevê que a mesma faça um diagnóstico da situação atual, e trabalhe com cenários
prospectivos, buscando, entre os cenários, aquele que maximize as potencialidades e reduza
ao máximo as fragilidades da área estudada. Nesse sentido, a AAI procura associar a
necessidade de atendimento da demanda energética à necessidade de conservação dos
recursos naturais para as gerações atual e futuras.
A complementaridade entre os estudos para o licenciamento ambiental (EIAs) e a AAI
fica evidente quando se analisam os escopos de ambos, os quais são resumidos no quadro
abaixo:
Quadro 5 – Comparativo entre algumas características dos EIAs e AAI EIA AAI
Abrangência espacial Local Regional Foco da Avaliação de Impactos diretos Impactos indiretos
54
impactos ambientais cumulativos e interação entre impactos
Método de avaliação de impactos
Checklists, matrizes de interação de impactos
Análise multicritério, redes de interação, overlay mapping
Empreendimentos avaliados
Um empreendimento por estudo
Conjuntos de empreendimentos
Objetivo dos estudos Licenciamento ambiental Planejamento ambiental
Cenários avaliados Não-implantação e
implantação do empreedimento
Diferentes conjuntos de empreendimentos
Um ponto em que o autor está de acordo com o superintendente da Agência Nacional
das Águas é que as AAIs não são o problema. A avaliação dos impactos ambientais é de fato
melhor com as AAIs e os EIAs do que somente com os EIAs. Como são muito recentes
(menos que cinco anos desde sua adoção), elas não são o fator determinante para o potencial
desperdiçado em PCHs no país.
55
5. CONCLUSÕES
O Brasil dispõe de um grande potencial energético em PCHs, totalizando, segundo o
Banco de Informações de Geração (BIG) da ANEEL 14.8015MW, dos quais atualmente
2.764MW estão em operação, com mais 1.002MW em construção. Ora, se a soma do
potencial aproveitado e em construção é de 25,43% do total, e mais 55,81% delas estão em
algum dos estágios em que há interesse privado para sua construção (Projeto Básico), supõe-
se que sérias dificuldades estejam impedindo essas usinas de serem implantadas. E é
importante não esquecer os 2.778 MW em usinas que foram inventariadas, mas que não
despertaram interesse de nenhum agente até o momento.
Muito importante, em se tratando de potencial hidrelétrico, é saber qual a demanda do
país. Afinal, sem demanda não há necessidade de expansão da oferta. O planejamento da
expansão da geração de energia elétrica no Brasil se dá por dois estudos: o Plano Nacional de
Expansão (PNE) elaborado pela EPEEmpresa de Pesquisa..... e aprovado em 2008, o qual
planeja a expansão para 2030, e o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE), o qual é
revisto anualmente, e como o nome diz, tem horizonte decenal. O Plano Decenal de Expansão
de Energia 2019 (Brasil, 2010d) estabelece o seguinte percentual de participação de cada
fonte de geração na matriz elétrica brasileira:
Quadro 6: Expansão da capacidade instalada por fonte de geração, segundo o PDE
2019 (EPE, 2010d)
Fonte: EPE.
Nota-se pela tabela abaixo que o crescimento da capacidade instalada de PCHs é
modesto, conforme demonstra o Quadro 7:
56
Quadro 7: Crescimento da capacidade instalada em PCHs por período
Período Crescimento da capacidade
instalada (MW)
2010-2011 73
2011-2012 0
2012-2013 400
2013-2014 550
2014-2015 500
2015-2016 250
2016-2017 250
2017-2018 350
2018-2019 550
Total 2010-2019 2923
Comparando o quadro acima com o potencial do Quadro 7 abaixo, que demonstra o
estágio atual das PCHs no país, nota-se que o incremento de 2.923 MW previsto pela EPE é,
no mínimo, modesto, face o total de potência disponível de PCHs. Se somente as PCHs em
estágio de Outorga e com Projeto Básico Aprovado forem liberadas nesse período de dez anos,
já superariam a previsão da EPE.
Quadro 8: Estágio das PCHs inventariadas no Brasil
Estágio Número de
usinas Potência
Instalada (kW) % da Potência
Instalada Inventariado 388 2778034 18.75% Projeto Básico com Registro 350 2370703 16.00% Projeto Básico com Aceite 242 2934930 19.81% Projeto Básico Aprovado 74 733955 4.95% Outorga 166 2230341 15.05% Construção 62 1002717 6.77% Operação 341 2764609 18.66% Total 1623 14815289 100.00%
Fonte: Autor, adaptado de BRASIL, 2010b
Para caracterizar melhor as dificuldades encontradas até então, propõe-se a divisão em
duas grandes categorias:
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1. PCHs que são de interesse de algum agente, porém encontram-se paradas em
alguma etapa de análise: são aquelas nas fases de Projeto Básico com Registro,
Projeto Básico com Aceite e Projeto Básico Aprovado, as quais totalizam
6.039 MW de Potência Instalada, ou 40,76% do total inventariado em PCHs no
país; e
2. PCHs que, apesar de inventariadas, não são atraentes aos agentes de geração:
são as PCHs que encontram-se no estágio “inventariado”, porém mesmo com
2.778 MW (18,75% do potencial inventariado em PCHs) “livres” para
exploração, não despertam interesse nos agentes.
Cada uma das duas categorias tem suas particularidades e suas dificuldades para
chegar à efetiva implantação. As dificuldades das PCHs da primeira categoria são ligadas
mais aos aspectos institucionais, eestão expostas nos itens abaixo:
Desarticulação entre órgãos federais, estaduais e municipais
Os agentes interessados em um empreendimento devem, por seus próprios meios,
promover a circulação e atualização de informações entre os diferentes órgãos da
administração pública. Um exemplo disso encontra-se no fato que a ANEEL solicita que o
empreendedor apresente cópias das cartas protocoladas para consulta nos órgãos ambientais
estaduais. Outro exemplo está na legislação ambiental, a qual solicita que o empreendedor
apresente “certidão da Prefeitura Municipal, declarando que o local e o tipo de
empreendimento ou atividade estão em conformidade com a legislação aplicável ao uso e
ocupação do solo”. Ora, esse procedimento somente atrasa o licenciamento, uma vez que não
há prazo estabelecido para manifestação do poder público em relação a essas consultas.
Múltiplas instâncias de decisão
Mesmo que um empreendimento seja aprovado junto aos órgãos federais (ANEEL e
IBAMA, por exemplo), caso a prefeitura se posicione contra um determinado
empreendimento, ele pode ter sua implantação negada. Cita-se abaixo algumas instâncias em
que uma hidrelétrica pode ser atrasada, paralisada ou mesmo inviabilizada:
ANEEL: Inventário ou projeto básico;
Órgãos ambientais: EIA/RIMA, PBA e/ou AAI;
Governos Estaduais: Zoneamento Ecológico Econômico (ZEE), Zoneamento
Costeiro, Planos estaduais de bacias hidrográficas;
Prefeituras Municipais: Plano diretor, diretrizes de uso do solo;
58
Comitês de bacias e agências de águas: Plano de gestão de bacia hidrográfica,
processo de RDH e de Outorga de uso dos recursos hídricos;
Instituto do Patrimônio Histórico e Artistico Nacional: estudos arqueológicos;
Fundação Nacional do Índio: Autorização de uso e ocupação de Terras
Indígenas; e
Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade (ICMBio): uso e
ocupação de Unidades de Conservação (UCs) Federais, ou seu correspondente,
nos casos de UCs estaduais ou municipais.
Um ponto a se destacar é que nenhuma dessas instâncias tem prioridade sobre as
demais. Ou seja: mesmo que o país esteja passando por uma crise energética, o governo
federal não pode sobrepor uma legislação municipal de uso do solo ou um plano diretor para
implantar uma hidrelétrica que beneficiará um número de cidadãos maior que o da própria
população da cidade.
Heterogeneidade de processos
Uma vez que cada Unidade da Federação pode possuir sua própria legislação, tanto
sobre as atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, quanto ambientais e de
recursos hídricos, os processos são heterogêneos. Isso significa, na prática, mais pessoal
alocado, mais custos, mais tempo de preparação e tramitação, e menos energia.
Falta de prazos definidos e descumprimento dos prazos
Apesar de os órgãos ambientais terem prazos regulamentados para análise dos
processos, as demais instâncias (ANEEL, ICMBio, IPHAN, comitês de bacias) não tem
qualquer prazo regulamentado na legislação para se pronunciarem. Mesmo nos casos em que
há prazos, como para análise dos EIAs, quando esses prazos são ultrapassados, os
empreendedores não tomam qualquer medida, por meio de represálias ou dificuldades em
fases posteriores do processo.
Requisitos circulares:
Como há muitas instâncias decisórias, e os órgãos são desarticulados, ocorrem casos
em que dois processos ficam parados em diferentes órgãos, cada qual esperando a decisão de
seu par. Como muitas vezes os órgãos pertencem a diferentes esferas da administração
pública (federal e estadual, por exemplo), a resolução desse impasse é difícil e normalmente
cabe ao empreendedor, por seus meios, promover o debate para resolver a questão.
Falta de uma política de desenvolvimento energético nacional:
59
O Brasil, apesar de dispor de estudos que visam o planejamento do setor elétrico,
como o Plano Nacional de Energia (PNE) e os Planos Decenais de Expansão de Energia
(PDE), não tem uma política clara que estabeleça metas. O PNE e os PDEs são úteis como
ferramentas de planejamento do setor, porém são estudos passivos: partem das informações
disponíveis, apresentam um cenário econômico e de desenvolvimento conservador e
apresentam uma expansão projetada nas circunstâncias econômicas, políticas e institucionais
projetadas. Não há no Brasil um tipo de planejamento ativo, que além de apresentar todos os
dados e cenários contidos em um estudo passivo, ainda trace metas, responsabilidades, prazos
e objetivos a todos os envolvidos no setor. A falta de uma política com esse caráter é o que
permite, por exemplo, os processos atrasados, paralisados e inviabilizados em instâncias
“inferiores” de decisão.
Inimputabilidade em denúncias ambientais
Uma particularidade do direito ambiental em relação aos demais é que, ao contrário
dos direitos criminal, civil, ou administrativo, o ônus da prova pertença ao réu, e não à
acusação. Ou seja, qualquer pessoa pode entrar com uma denúncia junto à justiça, e cabe ao
réu provar sua inocência, e não aos indivíduos que fizeram a denúncia provar a culpa do réu.
Indivíduos e entidades do terceiro setor (ONGs, OSCIPs) podem denunciar qualquer crime
ambiental, seja durante o processo de licenciamento ou após o mesmo, e os órgãos ambientais
ou o Ministério Público solicita que o empreendedor arque com levantamentos e estudos para
que possa então julgar a denúncia. O que ocorre na maioria dos casos é que o empreendedor
comprova que não havia qualquer irregularidade, porém a um custo elevado e causando
atrasos e transtornos. Até esse ponto, já há um desvio do princípio da presunção de inocência.
Porém, caso comprovada a inocência, o réu não pode acionar a justiça por calúnia ou
difamação. Em resumo, a presunção de inocência foi eliminada do direito ambiental, o que
atrasa, paralisa ou inviabiliza financeiramente alguns empreendimentos. De forma
complementar, o réu não pode buscar ressarcimento por possíveis prejuízos financeiros ou de
imagem causados por uma alegação falsa.
Vistos os problemas acima, e considerando que o país tem atualmente 6.039MW de
potência em alguma das fases de tramitação que se enquadram na categoria de usinas
analisadas acima, nota-se que a perspectiva da EPE é muito mais conservadora que a dos
agentes geradores, os quais estão investindo e desenvolvendo estudos baseados na perspectiva
que os aproveitamentos são viáveis financeira e ambientalmente. A resolução das dificuldades
supracitadas liberaria para construção uma significativa parcela das usinas desse grupo
60
analisado. Somente a metade delas já praticamente dobraria a capacidade instalada em PCHs
no país, aumentando significativamente a participação de fontes alternativas na matriz elétrica.
Já em relação aos aproveitamentos em estágio “inventariado”, do segundo grupo
selecionado no começo desse capítulo, eles apresentam, além das mesmas dificuldades citadas
acima, duas outras dificuldades: o fato de estarem em estágio menos avançado de tramitação
junto aos órgãos públicos, e a falta de interesse da iniciativa privada. Como um é advindo do
outro, ou seja, os empreendimentos só estão no primeiro estágio de estudos por conta da falta
de interesse da iniciativa privada, cabe responder essa pergunta: por que os agentes do setor
elétrico concorrem entre si em vários empreendimentos enquanto 2.778 MW de energia estão
inventariados e disponíveis?
Nesse sentido, o autor buscou dados mais detalhados das PCHs do país, em seus vários
estágios. Como o Banco de Informações de Geração da ANEEL somente apresenta um
sumário, sem o detalhamento de cada aproveitamento, recorreu-se ao SIGEL – Sistema de
Informações Georeferenciadas do Setor Elétrico, também da ANEEL. Apesar dos dois
trabalharem com dados ligeiramente diferentes (o SIGEL é um pouco defasado em relação ao
BIG), o autor elaborou uma tabela com as informações de 1.141 das 1.623 PCHs cadastradas
na ANEEL. O alto percentual de PCHs excluídas da lista deveu-se aos critérios de tratamento
e análise de consistência dos dados coletados, que excluiu da lista usinas com valores nulos de
área inundada ou com valores de potência que não se enquadravam como PCH. Além disso,
foram excluídos valores que, em gráfico, destoavam dos demais, os quais passaram por uma
verificação dos dados, através dos seus respectivos despachos. Assim, casos como a PCH
Kabiara, que apresentava Potência Instalada de 241MW (não é PCH), foram excluídos por
inconsistência. Os resultados desse trabalho encontram-se no Anexo I.
O quadro 9, na página a seguir, apresenta um sumário dos dados coletados:
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Quadro 9 – Sumário de dados das PCHs constantes no SIGEL25 por estágio
Estágio
Inventariadas PB com Registro
PB com Aceite
PB Aprovado Outorga
Número de usinas 340 303 222 55 38
Usinas abaixo do limite de 2MW/km²
139 56 11 3 2
Potência total das usinas (MW) 2239 2044 2742 602 461
Potência das usinas abaixo do limite 2MW/km² (MW)
973 380 100 28 29
Percentual de usinas abaixo do limite de 2MW/km²
40,88% 18,48% 4,95% 5,45% 5,26%
Percentual da potência abaixo do limite de 2MW/km²
43,46% 18,58% 3,65% 4,73% 6,25%
Fonte: Autor, baseado em dados do SIGEL/ANEEL)
25 É importante ressaltar que das 1.623 PCHs cadastradas no SIGEL foram utilizadas 1.141. Foram excluídas do conjunto 482 PCHs que apresentaram falhas nos dados (sem dados de potência ou área inundada) ou que apresentaram inconsistências (potência incompatível com PCHs ou dados conflitantes com os despachos de aprovação).
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A análise do quadro acima demonstra que as PCHs inventariadas no país demonstram
uma clara diferença entre suas características, baseado no estágio de tramitação em que se
encontram. Nesse sentido é importante lembrar que o setor vê o licenciamento ambiental
como o vilão das usinas (tanto PCHs como UHEs e mesmo outras fontes de geração). De fato,
como demonstrado anteriormente, o licenciamento ambiental é complicado, lento, envolve
uma série de requisitos e interfaces institucionais e o processo todo pode ser inviabilizado por
qualquer instância de decisão, nas várias esferas do poder público. Contudo, por que os
agentes aceitaram aventurar-se apesar dessas dificuldades nos demais processos, muitas vezes
arcando inclusive com o ônus de concorrências, enquanto esse potencial é desperdiçado?
A resposta é simples: esses potenciais não são atrativos econômica e ambientalmente.
Ora, se fossem, nenhum agente em sã consciência participaria de uma concorrência com
outros agentes (a qual, como dito anteriormente, demora muito mais) quando pode
simplesmente realizar sem qualquer empecilho – com exceção das dificuldades institucionais
– o procedimento para obter as autorizações necessárias.
As AAIs, como demonstrado anteriormente, são instrumentos de planejamento, e não
ferramentas de licenciamento ambiental, portanto, pelas características expostas nos capítulos
anteriores, não podem ser o fator principal que impede o desenvolvimento do potencial dessas
PCHs.
Relembrando o exposto no capítulo 4, o Brasil atualmente dispõe de profissionais
qualificados em número suficiente para a realização de estudos ambientais, e o conhecimento
sobre a estrutura e os requisitos técnicos e legais de um EIA já estão bem difundidos entre
esses profissionais e mesmo em alguns órgãos ambientais. No mais, isso não impede que
5.849 PCHs estejam nos estágios entre Projeto Básico com Registro Ativo e Outorga. Assim,
pode-se afirmar que os EIAs não são, por si sós, o fator determinante na escolha dos agentes
de não avançarem com os projetos dessas PCHs somente inventariadas e disponíveis.
O mesmo se aplica aos projetos básicos. Afinal, se os projetos básicos são um estudo
de engenharia, objetivos, e já completamente assimilados pelos profissionais atuantes no setor,
não há aí qualquer grande dificuldade exceto o tempo incerto de tramitação. Novamente, isso
não impede os agentes de desenvolverem projetos básicos. Ou seja, se não há avanço desses
estudos, o motivo deve ser anterior ao Projeto Básico.
Resta então o Inventário Hidrelétrico, o estudo que dá início a todo o processo de
implantação de uma PCH. O principal produto do inventário são os níveis operacionais. Os
níveis do inventário devem ser definidos, conforme a legislação do setor, visando o
“aproveitamento ótimo” do potencial que representa, teoricamente, o maior aproveitamento
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possível do potencial hidráulico, ou seja, a maior geração de energia possível, dadas a
fisiografia e vazões do curso d’água.
A contradição oculta sob essa lógica de maximização energética é que, enquanto as
características energéticas, arranjos, motorização, estudos hidrometeorológicos, geologia e
especialmente custos podem ser revistos e/ou revisados nos estudos posteriores, os níveis
operacionais não podem ser alterados sem que seja feita uma revisão dos estudos de
inventário. Os níveis operacionais, além de serem o resultado mais importante do inventário,
são, isoladamente, os fatores determinantes na localização, extensão e magnitude dos
impactos socioambientais. Os níveis operacionais determinam a área inundada, as áreas com
supressão de vegetação, as benfeitorias e infraestrutura atingidas, a população a ser realocada,
a extensão do trecho de vazão reduzida, entre outros impactos. Em resumo, a definição dos
níveis operacionais dos aproveitamentos está diretamente ligada com a viabilidade futura do
aproveitamento, especialmente em relação aos aspectos socioambientais.
Outro ponto em que os níveis operacionais têm importância é no total de áreas
inundadas. Ao empreendedor é obrigatório adquirir todas as áreas que serão inundadas antes
da instalação do empreendimento, suprimir a vegetação, além de recompor e manter as Áreas
de Preservação Permanente (APPs) ao longo do reservatório da usina.
Do ponto de vista energético-financeiro, quanto maior o nível da água de montante de
uma hidrelétrica, maior a sua queda, maior sua potência instalada, e consequentemente, maior
geração de energia e retorno financeiro. Entretanto, o investimento será maior, seja em terras
inundadas, obras civis (barragens e circuitos de adução maiores) e equipamentos
eletromecânicos.
Um indicador muito utilizado para comparar usinas entre si, e que integra tanto a
geração de energia quanto os impactos ambientais é o Índice de Eficiência Energética, que
nada mais é que a razão entre Potência Instalada e Área Inundada de um dado
empreendimento. Nota-se no anexo I que as melhores PCHs do país apresentam valores
exorbitantes. Contudo, esse não é o cenário atual, uma vez que esses potenciais de alta queda
e vazão já foram praticamente esgotados.
No Anexo I é demonstrado o IEE para cada PCH listada. Analisando esses dados
notou-se que entre os potenciais não aproveitados pelos agentes do setor – somente
inventariados – o percentual de aproveitamentos com IEE inferior a 2MW/km² é
significativamente maior que percentual de aproveitamentos com IEE semelhante nos demais
estágios. A Tabela XX apresenta esses dados, em números absolutos e relativos.
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Ora, se essas são claramente usinas que apresentam pouca geração de energia e
grandes áreas inundadas, tornando-as tanto financeira quanto ambientalmente inviáveis, por
que elas foram apresentadas nos seus respectivos inventários hidrelétricos como parte da
melhor divisão de quedas analisada? Porque a recomendação dos agentes que aqueles níveis
operacionais fossem adotados, ao invés de outros, que mesmo gerando menos energia, fossem
ambientalmente viáveis?
O argumento da maximização do retorno (lucro) com a maximização da energia não
pode ser utilizado nesse contexto, pois entre uma usina de 5MW inviável ambientalmente (e,
portanto, que não dará qualquer retorno) e uma de 2MW sem grandes empecilhos ambientais,
um agente preferirá obviamente dispor dos 2 MW que darão lucro aos 5MW que de nada
servem.
Para explicar o por quê desses 2.778 MW que nenhum agente deseja, é necessário
retornar a dois critérios para a análise e avaliação dos aproveitamentos propostos em um
inventário. Um é o conceito de “aproveitamento ótimo”, que considera “ótima” a divisão de
quedas que maximizar a geração de energia (potência instalada), ao invés da divisão de
quedas que for aquela com a maior probabilidade de efetiva implantação. Outro critério que
vale relembrar é a forma de desempate em caso de inventários concorrentes: na
hierarquização, a avaliação de impactos ambientais encontra-se em quinto lugar, empatado
com a cartografia e topografia, entre todos os estudos que pontuam para definir o estudo
escolhido pela ANEEL. Portanto, no caso de concorrência, os agentes tentarão maximizar a
energia, inserindo algumas usinas que correspondam aos 40% da potência instalada a qual
tem direito de preferência (o necessário para que o retorno compense o investimento), e
preenchendo o restante do curso do rio com usinas que visem exclusivamente aumentar a
potência final da divisão de quedas escolhida, mesmo que ambiental e economicamente
inviáveis.
Como tanto o critério de “aproveitamento ótimo” quanto os critérios de desempate são
definidos na legislação federal, respectivamente na Lei Federal nº 9.074 e na Resolução
ANEEL 398/2001, esse potencial poderia ser melhor aproveitado somente com a mudança
desses diplomas legais. Obviamente o potencial não somará os 2.778MW atuais, uma vez que
a diminuição dos níveis (e áreas inundadas) diminuirá a potência instalada, porém mesmo que
a adição à matriz elétrica seja de metade desse total, já estará cumprida quase metade da meta
de crescimento das PCHs para os próximos 10 anos. Esse aumento na participação de fontes
alternativas de energia na matriz elétrica é significativo, e com o pequeno esforço requerido
para estimular a revisão desses empreendimentos, não há porque não fazê-lo.
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A mudança nos diplomas legais supracitados beneficiaria não somente as PCHs, como
os demais empreendimentos de geração de energia hidrelétrica. A resolução das demais
dificuldades institucionais – as quais são de mais difícil alteração – beneficiaria todos os
empreendimentos em licenciamento ambiental, caso resolvidas as dificuldades inerentes ao
licenciamento.
66
6. BIBLIOGRAFIA CITADA
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67
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CONSELHO NACIONAL DO MEIO AMBIENTE. Resolução Nº 1, de 26 de janeiro de 1986. Brasília: DOU, 17/02/1986, p. 2548-2549. Legislação Federal e Marginália.
CONSELHO NACIONAL DO MEIO AMBIENTE. Resolução Nº 237, de 19 de dezembro de 1997. Brasília: DOU, 22/12/1997, p. 30841-30843. Legislação Federal e Marginália.
CONSELHO NACIONAL DO MEIO AMBIENTE. Resolução Nº 279, de 27 de junho de 2001. Brasília: DOU, 29/06/2001, p. 165-166. Legislação Federal e Marginália.
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TOLMASQUIM, Maurício Tiomno (coordenador). Geração de Energia Elétrica no Brasil. Rio de Janeiro, Ed. Interciência: 2005.
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ANEXO I – Listagem das informações das PCHs no país
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Recreio I Inventariado MT Córrego Recreio 2600 0,01 313,25 MW/km²Lajeado Inventariado MS MS Indaiá Grande 11100 0,04 310,06 MW/km²Santa Luiza Inventariado BA Grande 24300 0,08 303,75 MW/km²Rancho Queimado 5 Inventariado MT Córrego das Antas 2031 0,01 253,88 MW/km²Concórdia Inventariado SC SC Jacutinga 4100 0,02 227,78 MW/km²Chaminé Inventariado PR PR São João 18000 0,10 180,00 MW/km²Rio Claro Inventariado MG Claro 21000 0,13 161,54 MW/km²Cavalo Queimado Inventariado TO Manuel Alves 1510 0,01 151,00 MW/km²Penedo Inventariado BA das Fêmeas 12000 0,08 150,00 MW/km²Nossa Senhora das Graças Inventariado SP Jaguari-Mirim 2850 0,02 142,50 MW/km²Xavier Inventariado RJ Grande 5670 0,04 141,75 MW/km²Bromélia Inventariado RJ da Cachoeira 1010 0,01 126,25 MW/km²Invernadinha Inventariado PR Marrecas 11000 0,09 122,22 MW/km²Serrinha Inventariado RS Prata 2300 0,02 115,00 MW/km²Santo André Inventariado MG Ribeirão Santo André 7500 0,07 105,63 MW/km²Pratinha Inventariado RS Prata 5000 0,06 83,33 MW/km²Caiapó 8 Inventariado GO GO Caiapó 12400 0,15 82,67 MW/km²Ribeirão Água Verde 4 Inventariado MT Ribeirão Água Verde 4750 0,06 79,17 MW/km²Ribeirão Água Verde 2 Inventariado MT Ribeirão Água Verde 4600 0,06 76,67 MW/km²Rio Bonito Inventariado SC do peixe 3000 0,04 75,00 MW/km²Salto Góes Inventariado SC do Peixe 15000 0,21 71,43 MW/km²Salto Apiacás Inventariado MT Apiacás 30000 0,47 63,83 MW/km²Apiúna Inventariado SC Itajaí-Açu 24600 0,39 63,08 MW/km²Catas Altas IV Inventariado SP Catas Altas 1250 0,02 62,50 MW/km²Monte Verde Inventariado MG Jaguari 1550 0,03 62,00 MW/km²Saudade Inventariado MG Cágado 9900 0,16 61,88 MW/km²Caiapó 9 Inventariado GO GO Caiapó 12800 0,22 58,18 MW/km²Cabaçal III Inventariado MT MT Cabaçal 2300 0,04 58,08 MW/km²Três Barras (km 5,78) Inventariado SP do Bravo 1400 0,03 53,85 MW/km²Funil Inventariado SP Camanducaia 900 0,02 52,94 MW/km²Lagoa Rasa Inventariado MT MT Ribeirão Lagoa Rasa 2100 0,04 52,50 MW/km²Santa Fé Inventariado MG Piedade 2510 0,05 50,20 MW/km²Rio Verde Inventariado SC do Rauen 1000 0,02 50,00 MW/km²Santo Antônio II Inventariado MT Ribeirão Santo Antônio 5450 0,11 49,55 MW/km²São Thomaz 2 Inventariado GO São Tomás 4000 0,09 47,06 MW/km²Cabaçal II Inventariado MT MT Cabaçal 4500 0,10 46,20 MW/km²Anil Inventariado MG Jacaré 3600 0,08 45,00 MW/km²Santo Antônio III Inventariado MT Ribeirão Santo Antônio 1750 0,04 43,75 MW/km²das Pedras Inventariado MG Piedade 2040 0,05 40,80 MW/km²São José Inventariado RS das Antas 17500 0,43 40,70 MW/km²Palmeiras Inventariado RS Palmeiras 7000 0,20 35,00 MW/km²Corredeira do Porão Inventariado MA MA Farinha 5600 0,16 35,00 MW/km²Recreio II Inventariado MT Córrego Recreio 270 0,01 33,75 MW/km²Barrinha Inventariado PR PR Barra Preta 1320 0,04 33,00 MW/km²Paraíso Inventariado RS Guaporé 19500 0,60 32,50 MW/km²Recanto Inventariado PR Arroio Guaçu 1300 0,04 32,50 MW/km²Piquiri Papéis Inventariado PR PR Piquiri 2100 0,07 32,31 MW/km²Santo Antônio IV Inventariado MT Ribeirão Santo Antônio 3200 0,10 32,00 MW/km²Tróia Inventariado MG Lambari 6800 0,22 30,91 MW/km²Turvo 9 Inventariado RS Turvo 3600 0,12 30,00 MW/km²Paraúna II Inventariado MG Paraúna 30000 1,00 30,00 MW/km²Ibicaré Inventariado SC do Peixe 7000 0,24 29,17 MW/km²Mambaí Inventariado GO Corrente 13600 0,47 28,94 MW/km²Ribeirão Água Verde 3 Inventariado MT Ribeirão Água Verde 4300 0,16 26,88 MW/km²São Bernardo Inventariado RS das Antas 16000 0,60 26,67 MW/km²Parque Inventariado PR Jordão 2900 0,11 26,36 MW/km²São Thomaz 3 Inventariado GO São Tomás 4400 0,17 25,88 MW/km²Truvo 17 Inventariado RS Turvo 3600 0,14 25,71 MW/km²Igrejinha Inventariado RS RS Ijuizinho 2500 0,10 25,00 MW/km²Córrego do Ouro Inventariado GO Ariranha 2200 0,09 24,18 MW/km²Preto 4 Inventariado MG MG Preto 1200 0,05 24,00 MW/km²San Juan Inventariado SP Sorocaba 4200 0,18 23,33 MW/km²Ouro Verde Inventariado PR Sapucaia 5100 0,22 23,18 MW/km²Pedra Inventariado MG Ribeirão do Fetal 16500 0,74 22,30 MW/km²Braço Esquerdo Inventariado SC SC Braço Esquerdo 330 0,02 22,00 MW/km²Do Limão Inventariado SC Xanxerê 750 0,03 21,93 MW/km²Santa Edwiges II (Buritis eixo 1) Inventariado GO GO Buritis 11000 0,51 21,57 MW/km²Fortuna Inventariado SC Pequeno 880 0,04 20,95 MW/km²Cinco Cachoeiras Inventariado RS Ituim 1200 0,06 20,00 MW/km²São Thomaz 1 Inventariado GO São Tomás 2300 0,12 19,17 MW/km²Monjolo Inventariado SC do Peixe 5500 0,30 18,33 MW/km²Turvo 12 Inventariado RS Turvo 4400 0,24 18,33 MW/km²Sopasta I Inventariado SC do Peixe 3400 0,19 17,89 MW/km²Usina Velha Inventariado PR Sapucaia 2100 0,12 17,50 MW/km²João Basso Inventariado MT Ribeirão Ponte de Pedra 18000 1,05 17,14 MW/km²São João Inventariado MG São João 5600 0,33 16,97 MW/km²Jararaca Inventariado MT MT do Sangue 29300 1,76 16,64 MW/km²Cabeça de Tigre Inventariado SC Dos Correias 1320 0,08 16,50 MW/km²Entre Rios Inventariado RS RS Santa Rita 1800 0,11 16,36 MW/km²Vila Bonita Inventariado PR São Francisco Falso Braço Sul 1950 0,12 15,96 MW/km²Cachoeira A. Vida Inventariado BA Rio de Janeiro 6240 0,40 15,60 MW/km²Cabaçal I Inventariado MT MT Cabaçal 2000 0,13 15,09 MW/km²São Ludgero III Inventariado SC Braço do Norte 1850 0,13 14,68 MW/km²
Dados Gerais das PCHs no País
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Do Boi Inventariado SC Xanxerê 700 0,05 14,58 MW/km²Taquarinha Inventariado MT Córrego Inominado 2460 0,17 14,47 MW/km²Dourado A Inventariado MG MG Samburá 19500 1,37 14,23 MW/km²São Jerônimo Inventariado MG Cágado 7900 0,56 14,11 MW/km²Poldros Inventariado MG Ribeirão do Fetal 7900 0,56 14,11 MW/km²Santa Cecília Inventariado PR São Francisco Falso Braço Sul 830 0,06 13,83 MW/km²Nordeste Inventariado MT Formiga 4400 0,32 13,75 MW/km²Palmital Inventariado MG Ribeirão Ponte Grande 15000 1,11 13,51 MW/km²Monte Bérico Inventariado RS RS Guaporé 13900 1,03 13,50 MW/km²São Romão Inventariado MG José Pedro 3500 0,26 13,46 MW/km²União Inventariado SC Braço do Norte 1800 0,13 13,43 MW/km²Ribeirão Água Verde 1 Inventariado MT Ribeirão Água Verde 5350 0,40 13,38 MW/km²Dos Indios Inventariado SC SC Dos Pardos 2250 0,17 13,24 MW/km²Formiga Inventariado MT Formiga 3400 0,26 13,08 MW/km²Buritizal II Inventariado MT MT Ribeirão Buritizal 4850 0,37 12,97 MW/km²Piracanjuba Eixo 3 Inventariado GO GO Buritis 4000 0,32 12,50 MW/km²São Ludgero II Inventariado SC Braço do Norte 2100 0,17 12,50 MW/km²Fiúza II Inventariado RS Fiúza 1000 0,08 12,50 MW/km²Cachoeira do Travessão Inventariado AP Calçoene 3100 0,25 12,35 MW/km²Boa Vista Inventariado RS RS Arroio da Reserva (Santana) 1800 0,15 12,00 MW/km²Forquilha Inventariado PR Marrecas 2350 0,20 11,75 MW/km²Baixo Pardos Inventariado SC Dos Pardos 1150 0,10 11,50 MW/km²Cristalina Inventariado MT MT Juruena 7000 0,62 11,29 MW/km²Ponte Nova Inventariado PR São Francisco Falso Braço Sul 1500 0,13 11,29 MW/km²São Thomaz 4 Inventariado GO São Tomás 7400 0,67 11,04 MW/km²Campos de Júlio Inventariado MT Formiga 3300 0,30 11,00 MW/km²Salto Inventariado BA do Ouro 1340 0,13 10,31 MW/km²Oswaldo Vicintin Inventariado MG MG Pardo Grande 29250 3,00 9,75 MW/km²Arara Inventariado TO TO Soninho 30000 3,09 9,71 MW/km²Itaoca Inventariado PR Ribeira do Iguape 30000 3,30 9,09 MW/km²Buritizal III Inventariado MT MT Ribeirão Buritizal 3000 0,33 8,98 MW/km²Bururi Inventariado RS Lajeado Grande 1700 0,19 8,95 MW/km²Buritizal I Inventariado MT MT Ribeirão Buritizal 1900 0,22 8,76 MW/km²MU 3 Inventariado RO Pimenta Bueno 3400 0,40 8,50 MW/km²Cataguazes Inventariado MG Pomba 27000 3,21 8,41 MW/km²Nossa Senhora das Graças Inventariado MG Pará 4700 0,57 8,25 MW/km²Cupim Inventariado MG Ribeirão do Fetal 9700 1,24 7,82 MW/km²Nepomuceno Inventariado MG MG do Cervo 4500 0,58 7,76 MW/km²Monte Cristo Inventariado MG Pomba 33000 4,35 7,59 MW/km²D Inventariado PR PR Turvo 1130 0,15 7,53 MW/km²Volta Gaúcha Inventariado PR São Francisco Verdadeiro 2800 0,40 7,00 MW/km²Sacre 1 Inventariado MT MT Sacre 30000 4,32 6,94 MW/km²Km 9 Inventariado PR Capivari 2700 0,40 6,75 MW/km²Turvo 14 Inventariado RS Turvo 5300 0,79 6,71 MW/km²Castelo Inventariado MG MG Cágado 3950 0,59 6,69 MW/km²Turvo 8 Inventariado RS Turvo 2500 0,39 6,41 MW/km²Foz do Pinhão Inventariado PR Pinhão 3500 0,55 6,40 MW/km²Mandembe Inventariado MG Ingaí 2100 0,33 6,36 MW/km²Rio Branco Inventariado RS Prata 1900 0,30 6,33 MW/km²Travessão Inventariado MT MT Juruena 6500 1,07 6,07 MW/km²Alto Benedito Novo II Inventariado SC Benedito 5700 0,95 6,00 MW/km²Itabaiana Inventariado PR São Francisco Falso Braço Sul 780 0,13 6,00 MW/km²Cachoeira da Lixa 1 Inventariado BA BA Jucuruçú do Sul 1640 0,28 5,86 MW/km²Pedreira Inventariado PR PR Arroio Guaçu 2100 0,36 5,83 MW/km²Descadeirado Inventariado PR PR Pinhão 1700 0,30 5,76 MW/km²São Pedro Inventariado RS Santa Rita 2300 0,40 5,75 MW/km²São Domingos Inventariado MG José Pedro 6700 1,17 5,73 MW/km²Itaguari Inventariado BA BA Itaguari 9540 1,68 5,68 MW/km²Quatro Pontes Inventariado PR Arroio Guaçu 1180 0,21 5,62 MW/km²Cachoeira Ouro Inventariado BA do Ouro 2970 0,53 5,60 MW/km²Cadeado Inventariado PR Santana 1000 0,18 5,60 MW/km²Barreiros Inventariado SC Chapecó 13800 2,50 5,52 MW/km²Cachoeira do Inferno Inventariado ES São Mateus (Braço Sul) 7000 1,30 5,38 MW/km²Juína I Inventariado MT MT Juína 3500 0,67 5,22 MW/km²Amparo Inventariado SC SC Chapecó 6300 1,21 5,21 MW/km²Pequizeiro Inventariado BA Branco 1440 0,28 5,14 MW/km²Laranjal Inventariado PR PR Pinhão 3000 0,59 5,05 MW/km²Lincon Inventariado PR PR Arroio Guaçu 2400 0,48 5,00 MW/km²Turvo 16 Inventariado RS Turvo 6400 1,29 4,96 MW/km²Recanto Inventariado PR Sapucaia 740 0,15 4,93 MW/km²Nossa Senhora de Fátima Inventariado SP Jaguari-Mirim 1500 0,31 4,84 MW/km²Carlos Mathias Becker Inventariado PR São Francisco Verdadeiro 1200 0,25 4,80 MW/km²Soninho (Soninho 1/2) Inventariado TO TO Soninho 20000 4,20 4,76 MW/km²Verde 1 + Montividiu Inventariado GO Verde ou Verdão 15400 3,29 4,68 MW/km²Potreiro Inventariado RS Arroio da Reserva (Santana) 1400 0,30 4,67 MW/km²Ferros Inventariado MG Santo Antônio 16600 3,56 4,66 MW/km²Novo Sobradinho Inventariado PR Arroio Guaçu 310 0,07 4,43 MW/km²Eng░ Magela Inventariado MG MG Capivari 5200 1,20 4,33 MW/km²Taguá Inventariado PR Jordão 6700 1,55 4,32 MW/km²Riacho Preto Inventariado TO TO Palmeiras 9300 2,17 4,29 MW/km²ENERC Inventariado RJ Piraí 1060 0,25 4,24 MW/km²Ilhotas Inventariado MT Formiga 4900 1,18 4,15 MW/km²Piracanjuba Eixo 1 Inventariado GO GO Buritis 9000 2,28 3,95 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Cachoeira do Itaguari Inventariado BA Itaguari 9000 2,33 3,86 MW/km²Despraiado Inventariado PR PR Piquiri 750 0,20 3,75 MW/km²Cabo Verde Inventariado MG do Peixe 10000 2,70 3,70 MW/km²Macuco Inventariado PR PR São Francisco Falso Braço Sul 730 0,20 3,60 MW/km²Andorinha Inventariado MG MG Pardo Pequeno 1900 0,53 3,58 MW/km²Novo Mundo Inventariado BA Pardo 6000 1,70 3,53 MW/km²Beija Flor II Inventariado MG MG Corrente Grande 20000 5,71 3,50 MW/km²Limeira - (km 30,5) Inventariado MG Formoso 4100 1,20 3,42 MW/km²Linha Guaçu Inventariado PR Arroio Guaçu 650 0,21 3,10 MW/km²Porcos (km 50,9) Inventariado MG Santo Antônio 5500 1,78 3,09 MW/km²Bocaina Inventariado MG MG Cágado 2000 0,67 2,99 MW/km²Salitre Inventariado BA Pardo 8300 2,80 2,96 MW/km²Schubert Inventariado SC Engano 2500 0,86 2,91 MW/km²Flor da Esperança Inventariado BA de Ondas 3730 1,31 2,85 MW/km²Varginha II Inventariado MG Verde 4830 1,70 2,84 MW/km²Pindaíba Inventariado GO Pindaíba 8100 2,86 2,83 MW/km²Turvo 18 Inventariado RS Turvo 6400 2,26 2,83 MW/km²Fagundes Inventariado MG MG do Cervo 5400 1,91 2,83 MW/km²Bela Vista Inventariado SC Garcia 2000 0,72 2,78 MW/km²Santa Clara Jusante Inventariado BA Jucuruçu do Sul 6000 2,20 2,73 MW/km²Pedreira Inventariado PR Sapucaia 1350 0,50 2,70 MW/km²Lagoinha Inventariado PR São Francisco Falso Braço Sul 1580 0,59 2,66 MW/km²Arranca Toco Inventariado RS RS Guaporé 1600 0,61 2,64 MW/km²Bedim Inventariado PR PR Santana 6000 2,28 2,64 MW/km²Serrando por Cima Inventariado PR Piquiri 700 0,27 2,59 MW/km²Redonda Inventariado BA Rio de Janeiro 3780 1,49 2,54 MW/km²Tocos Inventariado MG Mogi Guaçú 1100 0,44 2,50 MW/km²Verde 5A Inventariado MS Verde 5900 2,37 2,49 MW/km²Canabrava Inventariado BA Itaguari 6800 2,80 2,43 MW/km²Salto do Leão Inventariado SC do Leão 2714 1,13 2,40 MW/km²Lagoa Inventariado BA Itaguari 3250 1,36 2,39 MW/km²Volta Longa Inventariado RS Turvo 2200 1,00 2,20 MW/km²Caxuana II Inventariado MG MG Claro 5300 2,42 2,19 MW/km²Linhão Inventariado PR Santana 1550 0,74 2,09 MW/km²Ilha do Cabral Inventariado MG MG Itacambiruçu 6000 2,92 2,05 MW/km²Santo Antônio V Inventariado MT Ribeirão Santo Antônio 1300 0,66 1,97 MW/km²Sapucaí Inventariado MG Sapucaí 12400 6,30 1,97 MW/km²Grotão Montante Inventariado BA Rio de Janeiro 2027 1,06 1,91 MW/km²Tapuí Inventariado PR São Francisco Verdadeiro 1900 1,00 1,90 MW/km²Samambaia Inventariado MG MG Tijuco 6600 3,50 1,89 MW/km²São Francisco Inventariado ES São Mateus (Braço Sul) 1300 0,70 1,86 MW/km²Santa Rosa Inventariado ES Guandú 10000 5,50 1,82 MW/km²Foz do Guaçu Inventariado PR PR Arroio Guaçu 2250 1,27 1,77 MW/km²Lajeado Bonito Inventariado RS Santa Rita 1200 0,71 1,69 MW/km²Matemático Inventariado RS das Antas 3000 1,80 1,67 MW/km²Encoberto Inventariado MG Piranga 8000 4,91 1,63 MW/km²Santana 2 Inventariado RS Santana 5000 3,10 1,61 MW/km²Branco Jusante Inventariado BA BA Branco 2800 1,75 1,60 MW/km²Ponta D`Água Inventariado BA Rio de Janeiro 2200 1,39 1,58 MW/km²Gentio Inventariado MG MG Abaeté/Ribeirão Areado 9300 6,10 1,52 MW/km²Cachoeira da Palha Inventariado MG Tronqueiras 10100 6,96 1,45 MW/km²Bonito Inventariado MG Piratinga 9900 6,90 1,43 MW/km²Carnot Inventariado AP Calçoene 5200 3,63 1,43 MW/km²Pontal Inventariado MG Piedade 2290 1,63 1,40 MW/km²Buriti Inventariado BA do Ouro 2080 1,51 1,38 MW/km²Sacre 5 Inventariado MT MT Sacre 25600 18,78 1,36 MW/km²São Sebastião Inventariado SP Sapucaí 16200 12,00 1,35 MW/km²Pindaíba Inventariado GO GO Urú 4200 3,17 1,32 MW/km²Alto Santa Maria Inventariado ES Santa Maria 5200 3,93 1,32 MW/km²Ilha Pequena Inventariado MT MT Verde 11000 8,35 1,32 MW/km²Fortaleza Inventariado ES ES São Mateus (Braço Sul) 3800 2,90 1,31 MW/km²Entre Rios Inventariado MS Coxim 8000 6,11 1,31 MW/km²Maria Bonita Inventariado ES Guandú 8500 6,51 1,31 MW/km²Candeias 2 Inventariado RO Candeias 7600 6,00 1,27 MW/km²Ressaca Inventariado RS Ijuí 30000 24,23 1,24 MW/km²São Valentim Inventariado RS Caxambu 6000 4,86 1,23 MW/km²Matreiro Inventariado RS Lajeado Grande 2000 1,64 1,22 MW/km²Castanha Inventariado MG MG Perdizes 3400 2,80 1,21 MW/km²Aracy Righi Vicintin Inventariado MG Pardo Grande 3630 3,00 1,21 MW/km²Boca da Mata Inventariado GO Bagagem 4000 3,32 1,20 MW/km²Passo da Cruz Inventariado RS Conceição 6800 5,72 1,19 MW/km²Engenho de Baixo Inventariado MG Samburá 4400 3,84 1,15 MW/km²Cambará Inventariado PR Jordão 2800 2,46 1,14 MW/km²Passo da Pátria Inventariado MG MG Cágado 1100 0,97 1,13 MW/km²Engenho Inventariado MA MA Mearim 12200 10,92 1,12 MW/km²Santa Maria Inventariado ES São Mateus (Braço Norte) 2900 2,60 1,12 MW/km²Ricopa Inventariado BA Itaguari 3290 3,00 1,10 MW/km²Laranjal Inventariado SP SP Tietê 18600 17,18 1,08 MW/km²Condor Inventariado RS RS Palmeiras 4300 3,98 1,08 MW/km²Ilha do Lobo Inventariado RS RS Piratini 2500 2,33 1,07 MW/km²São Bento Inventariado GO Bagagem 9300 8,68 1,07 MW/km²Vila Nova Inventariado PR Arroio Guaçu 760 0,71 1,07 MW/km²Bom Jardim Inventariado GO Ariranha 3800 3,57 1,06 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Santa Filomena Inventariado MG Manhuaçu 8000 7,63 1,05 MW/km²Martelo Inventariado MT MT Parecis 12500 12,11 1,03 MW/km²Santa Rita Inventariado MG Suaçui Pequeno 8900 8,88 1,00 MW/km²Sacre 4 Inventariado MT MT Sacre 24400 24,40 1,00 MW/km²Sacre 3 Inventariado MT MT Sacre 16840 16,84 1,00 MW/km²MU 2 Inventariado RO Pimenta Bueno 8700 8,70 1,00 MW/km²Cachoeira do Padre Inventariado MG São Manuel 1000 1,00 1,00 MW/km²Novo Sarandi Inventariado PR PR Arroio Guaçu 380 0,38 1,00 MW/km²Piratinim Inventariado RS Piratini 5500 5,52 1,00 MW/km²Itambé Jusante Inventariado BA BA Pardo 7600 8,00 0,95 MW/km²Grajaú Inventariado MA Grajaú 11400 12,07 0,94 MW/km²Santo Antônio I Inventariado MT Ribeirão Santo Antônio 1150 1,22 0,94 MW/km²Bonito Inventariado PR PR Pedrinho 3400 3,70 0,92 MW/km²Salomé Inventariado BA Jucuruçú do Norte 1110 1,29 0,86 MW/km²Quinze de Novembro Inventariado ES São Mateus (Braço Norte) 4200 4,90 0,86 MW/km²Grotão Jusante Inventariado BA Rio de Janeiro 2050 2,41 0,85 MW/km²Diauarum Inventariado MT MT Ponte de Pedra 7720 9,10 0,85 MW/km²Mutum Inventariado MG ES São Mateus (Braço Norte) 2100 2,50 0,84 MW/km²Faxinal dos Melos Inventariado PR Da Areia 3400 4,08 0,83 MW/km²Ubatã Inventariado BA De Contas 11650 14,10 0,83 MW/km²Verde 5 Inventariado MS Verde 18700 22,91 0,82 MW/km²Santa Lúcia Inventariado ES São Mateus (Braço Norte) 4400 5,50 0,80 MW/km²Rio Inhacapetum Inventariado RS RS Inhacapetum 5500 6,89 0,80 MW/km²Ranchinho Inventariado GO Corrente 24400 30,60 0,80 MW/km²São Sebastião Inventariado MG Pará 2300 2,91 0,79 MW/km²Morrinhos Inventariado SP SP Pardo 1222 1,55 0,79 MW/km²Bonito Inventariado RS Piratini 18000 22,98 0,78 MW/km²Arrozal Inventariado PR das Cinzas 2700 3,50 0,77 MW/km²Boqueirão Inventariado RS RS Santa Rita 2700 3,50 0,77 MW/km²Chapada Inventariado RS Da Várzea 7500 9,90 0,76 MW/km²Cachoeira do Jacaré Inventariado MG Mucuri 15000 20,00 0,75 MW/km²Jacubinha Inventariado SP SP Jaguari-Mirim 4900 6,67 0,73 MW/km²Gonçalo Inventariado MG Piratinga 9400 13,00 0,72 MW/km²Candeias 9 Inventariado RO RO Candeias 18700 26,00 0,72 MW/km²Bom Fim Inventariado BA Jucuruçú do Norte 2150 3,00 0,72 MW/km²Heitoral Inventariado GO GO Urú 9300 13,00 0,72 MW/km²Fazenda Caranda Inventariado MS Coxim 6500 9,09 0,72 MW/km²Catas Altas II Inventariado SP Catas Altas 3500 5,00 0,70 MW/km²Rincão Porto Alegre Inventariado RS Ijuizinho 8000 11,99 0,67 MW/km²Areado Inventariado MG Perdizes 1800 2,70 0,67 MW/km²Candeias 8 Inventariado RO RO Candeias 19800 30,00 0,66 MW/km²Água Enterrada Inventariado MS MT Correntes 14500 22,00 0,66 MW/km²Jaguassango Inventariado RS RS Piratini 15000 22,80 0,66 MW/km²Igreja Baixa Inventariado RS Itacurubí 3500 5,34 0,66 MW/km²Córrego Grande Inventariado BA Jucuruçu do Sul 8400 12,84 0,65 MW/km²Medianeira Inventariado MT Córrego Maracanã 1200 1,84 0,65 MW/km²Caraíbas Inventariado MG Santo Antônio 5000 7,84 0,64 MW/km²Eldorado Inventariado ES São Mateus (Braço Norte) 2100 3,30 0,64 MW/km²Frades I Inventariado SP Ribeirão do Pinhal 500 0,80 0,63 MW/km²São Domingos III Inventariado GO São Domingos 16000 26,00 0,62 MW/km²Candeias 7 Inventariado RO RO Candeias 16400 28,00 0,59 MW/km²Fazenda Santa Maria Inventariado GO Angicos 1700 2,98 0,57 MW/km²São Miguel Inventariado RS Conceição 2000 3,62 0,55 MW/km²Candeias 6 Inventariado RO RO Candeias 11100 20,50 0,54 MW/km²Tupinambá Inventariado PR Pirapó 1920 3,55 0,54 MW/km²Corgão Inventariado RO Comemoração 15000 29,20 0,51 MW/km²Fundãozinho Inventariado MS Sucuriú 29600 59,20 0,50 MW/km²Cambaúba Inventariado MG Perdizes 1100 2,20 0,50 MW/km²Bom Jardim Inventariado MG MG Tijuco 7100 14,60 0,49 MW/km²JardilΓndia Inventariado BA Itanhém 1690 3,50 0,48 MW/km²Garça Inventariado MT Ponte de Pedra 24900 53,40 0,47 MW/km²Capoeira Inventariado GO GO Urú 13000 28,44 0,46 MW/km²Passo da Pedra Inventariado RS Turvo 1500 3,30 0,45 MW/km²Cachoeira Tapada Inventariado BA Itanhém 1450 3,20 0,45 MW/km²Aparecida Inventariado SC Chapecó 4400 9,90 0,44 MW/km²Candeias 10 Inventariado RO RO Candeias 10500 24,00 0,44 MW/km²Campestre Inventariado RS RS Piratini 13000 29,87 0,44 MW/km²Cachoeira Grande Inventariado AP Tartarugal Grande 3100 7,17 0,43 MW/km²Manuel Alves Inventariado TO Manuel Alves 8000 19,50 0,41 MW/km²Sete Moinhos Inventariado MG Piracicaba 11000 27,00 0,41 MW/km²Flórida Inventariado PR PR Pirapó 2450 6,20 0,40 MW/km²Foz do Ávila Inventariado RO Comemoração 10000 26,10 0,38 MW/km²Candeias 5 Inventariado RO Candeias 7600 20,00 0,38 MW/km²Icamaquã Inventariado RS RS Icamaquã 4500 12,82 0,35 MW/km²Guarapuruvú Inventariado MT Do Sapo 1150 3,36 0,34 MW/km²Jauruzinho Inventariado MS MS Jauru 2400 7,08 0,34 MW/km²Retiro 2 Inventariado MG Suaçui Pequeno 1400 4,17 0,34 MW/km²Candelária Inventariado BA Buranhém 1000 3,00 0,33 MW/km²Pouso Alegre Inventariado BA Buranhém 1390 4,30 0,32 MW/km²CipotΓnea Inventariado MG Xopotó 7500 24,40 0,31 MW/km²Bom Sossego Inventariado RS RS Icamaquã 6500 21,77 0,30 MW/km²Boa Esperança Inventariado MG Santo Antônio 3500 12,21 0,29 MW/km²Lontra Inventariado MG MG Tronqueiras 3700 13,12 0,28 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Champion Inventariado AP Tartarugalzinho 400 1,82 0,22 MW/km²Guariba Inventariado GO GO do Peixe 10500 48,97 0,21 MW/km²Passo Novo Inventariado RS RS Icamaquã 7000 33,56 0,21 MW/km²Estrela do Sul Inventariado RS Itacurubi 3000 14,96 0,20 MW/km²Santa Cruz Inventariado BA Buranhém 1220 6,11 0,20 MW/km²Tia Ana Inventariado MG Tijuco 3700 20,90 0,18 MW/km²Candeias 1 Inventariado RO Candeias 5600 41,00 0,14 MW/km²Rio Azul Inventariado GO Das Almas 4400 55,30 0,08 MW/km²Foz do setembro PB com Registro SC Dos Cedros 1650 0,002 785,71 MW/km²Bom Jesus PB com Registro ES RJ Itabapoana 5000 0,01 526,32 MW/km²Bela Vista PB com Registro MG Pomba 10000 0,02 500,00 MW/km²Saltinho do Itabapoana PB com Registro ES RJ Itabapoana 5000 0,01 500,00 MW/km²Palmito PB com Registro PR PR Arraial 6000 0,01 461,54 MW/km²Pardinho I PB com Registro SP Pardinho 7030 0,02 351,50 MW/km²Valença PB com Registro BA Una 9300 0,03 310,00 MW/km²Abranjo I PB com Registro RS Arroio Abranjo 5250 0,02 308,82 MW/km²Jacaré (Caiapó 6) PB com Registro GO GO Caiapó 11500 0,04 287,50 MW/km²Cachoeira PB com Registro PR Cachoeira 5700 0,02 285,00 MW/km²Tamanduá PB com Registro PR São João 4300 0,02 252,94 MW/km²Coura (Ex dos Bragas) PB com Registro MG Ribeirão Coura 1010 0,00 252,50 MW/km²Rabo do Macaco PB com Registro SC Vermelho 3200 0,01 228,57 MW/km²Paredinha PB com Registro PR Cachoeira 4200 0,02 210,00 MW/km²Rio da Conceição PB com Registro TO Manuel Alves 3970 0,02 198,50 MW/km²Guarani PB com Registro SC SC Chapecozinho 27530 0,17 161,94 MW/km²Cachoeira do Cambará PB com Registro RO RO Cambará 1440 0,01 144,00 MW/km²Arraial PB com Registro PR PR Arraial 5400 0,04 122,73 MW/km²São Roque PB com Registro RS São Marcos 1100 0,01 100,00 MW/km²Itararé PB com Registro PR PR São João 4500 0,05 100,00 MW/km²São Jacó PB com Registro RS São Marcos 1200 0,01 100,00 MW/km²Rio das Pacas PB com Registro SC SC Vermelho 1200 0,01 100,00 MW/km²Escola Rio Natal PB com Registro SC SC Vermelho 2350 0,02 97,92 MW/km²Forquilha I PB com Registro RS RS Forquilha 7500 0,09 83,33 MW/km²Matilde PB com Registro ES Benevente 8000 0,10 80,00 MW/km²Cachoeira da Lixa 2 PB com Registro BA Jucuruçú do Sul 2930 0,04 79,19 MW/km²Pedreira PB com Registro ES Jucu Braço Norte 11000 0,15 72,85 MW/km²Serra do Divisor PB com Registro GO Cana Brava 6100 0,09 69,32 MW/km²São Tadeu II PB com Registro MT Aricá-Mirim 3400 0,05 68,00 MW/km²Serra do Meio PB com Registro MG Ribeirão Ponte Grande 5300 0,08 66,25 MW/km²Bração PB com Registro MG Córrego Bração 1220 0,02 61,00 MW/km²Aventureiro PB com Registro MG Aventureiro 3000 0,05 60,00 MW/km²Santo Henrique (Santo Antônio) PB com Registro RS São Marcos 2250 0,04 56,25 MW/km²Pito PB com Registro SC Lajeado Passo Grande\ Lajeado do Cu 3700 0,07 56,06 MW/km²Km 19 PB com Registro PR dos Patos 7600 0,14 54,29 MW/km²Chalé PB com Registro SP Paraíba do Sul 18960 0,35 54,17 MW/km²Pedra Azul PB com Registro SP Tietê 30000 0,58 51,72 MW/km²Riachuello (Monte Bérico) PB com Registro RS São Marcos 8700 0,18 48,33 MW/km²Bico de Pato PB com Registro RS RS Guarita 4600 0,10 46,46 MW/km²Mato Limpo PB com Registro MG Santana 8000 0,18 45,20 MW/km²Salto do Sapo Parecís PB com Registro MT Do Sapo 5770 0,13 44,38 MW/km²Caiapó 4 PB com Registro GO GO Caiapó 6400 0,15 42,67 MW/km²Monte Verde PB com Registro MG do Peixe 3800 0,09 42,22 MW/km²Rezende PB com Registro MG Santana 2400 0,06 42,11 MW/km²Bolsa PB com Registro MG MG Ribeirão Conceição 4000 0,10 40,00 MW/km²Dos Tocos PB com Registro MG Perdizes 1200 0,03 40,00 MW/km²Jatobá PB com Registro MT Córrego Saia Branca 2000 0,05 39,22 MW/km²Kaingang PB com Registro SC SC Chapecozinho 8500 0,22 38,64 MW/km²Pessegueiro PB com Registro SC Invernadinha 1000 0,03 38,02 MW/km²Quilombo PB com Registro MG Jaguari 3320 0,09 37,73 MW/km²Tesouro PB com Registro PR Ribeirão Tesouro 2200 0,06 36,67 MW/km²Recanto PB com Registro MT Córrego Água Limpa (Afluente) 9110 0,25 36,44 MW/km²Alto Pomerano PB com Registro SC Dos Cedros 2500 0,07 35,61 MW/km²Santo Antônio PB com Registro SC Capivari 1550 0,05 33,70 MW/km²Eleutério PB com Registro SP Mogi Guaçú 5250 0,16 32,81 MW/km²Estribo PB com Registro RS Socorro 5900 0,19 31,05 MW/km²Usina B (Eixo III) PB com Registro PR Ribeira 6200 0,20 31,00 MW/km²Foz do Chapecózinho PB com Registro SC Chapecó 26600 0,89 29,89 MW/km²Embassador PB com Registro BA Rio Grande 24900 0,84 29,64 MW/km²Camanducaia PB com Registro MG MG Jaguari 3620 0,13 28,96 MW/km²Piraí I PB com Registro SP Tietê 23000 0,81 28,40 MW/km²Matão PB com Registro PR Da Areia 5500 0,20 27,50 MW/km²Cabeceiras PB com Registro PR Marrecas 1360 0,05 27,20 MW/km²Salto Paraíso PB com Registro MT MT Apiacás 8000 0,30 26,67 MW/km²Ribeirão dos Correias PB com Registro SC Dos Correias 2650 0,10 26,50 MW/km²Candengo PB com Registro BA Una 7400 0,28 26,43 MW/km²Forquilha IV PB com Registro RS RS Forquilha 11500 0,46 25,00 MW/km²Caiapó 1 PB com Registro GO Caiapó 4000 0,16 25,00 MW/km²Fazenda da Onça PB com Registro PR PR Sapucaia 4100 0,17 24,12 MW/km²Marrecas PB com Registro PR Marrecas 4700 0,20 23,50 MW/km²Mutum I PB com Registro MT Córrego Mutum 4000 0,18 22,22 MW/km²Novo Xavier PB com Registro RJ Grande 3000 0,14 21,43 MW/km²Usina do Chapéu PB com Registro RS Garrafa (Camisas) 1900 0,09 21,11 MW/km²Da Santa PB com Registro SC Dos Correias 2100 0,10 21,00 MW/km²Vale do leite PB com Registro RS RS Forqueta 5200 0,25 20,97 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Lajeado PB com Registro PR Fortaleza 1250 0,06 20,16 MW/km²Guartelá PB com Registro PR Iapó 4400 0,22 20,00 MW/km²Castelhano PB com Registro PR PR São João 3200 0,16 20,00 MW/km²Guaxatuba PB com Registro SP SP Tietê 12200 0,62 19,68 MW/km²Peabiru PB com Registro PR Mourão 4300 0,22 19,55 MW/km²Eleutério (rio Euletério) PB com Registro SP Rio Eleutério 1500 0,08 18,75 MW/km²Canastra PB com Registro MG MG Suaçuí Grande 6000 0,33 18,18 MW/km²Torre de Pedra PB com Registro PR Fortaleza 2700 0,15 18,00 MW/km²Ijuizinho II PB com Registro RS RS Ijuizinho 13500 0,75 18,00 MW/km²Ibicuí II PB com Registro SC Ibicuí 2500 0,14 17,86 MW/km²Laranjeiras PB com Registro RS Paranhana 1350 0,08 17,76 MW/km²Santana 3 A PB com Registro RS Santana 18000 1,05 17,14 MW/km²Mangaba PB com Registro MT Córrego Tenente Amaral 2300 0,14 16,79 MW/km²Fortaleza PB com Registro ES Itapemirim Braço Norte Direito 11000 0,66 16,75 MW/km²Linha São Paulo PB com Registro RS RS Da Várzea 5000 0,30 16,67 MW/km²Buriti PB com Registro MT Córrego Saia Branca 1000 0,06 16,67 MW/km²Cinco Cantos PB com Registro PR PR São Francisco Verdadeiro 6300 0,40 15,75 MW/km²Salto da Barra PB com Registro PR Butiá 6000 0,39 15,38 MW/km²Rincão PB com Registro RS Ijuizinho 5000 0,33 15,15 MW/km²Lajeado PB com Registro PR Sapucaia 4600 0,31 14,84 MW/km²Abranjo II PB com Registro RS Arroio Abranjo 1750 0,12 14,58 MW/km²Nova Pinhal PB com Registro SP Mogi Guaçú 2750 0,19 14,47 MW/km²Extrema PB com Registro MG Jaguari 2390 0,17 14,31 MW/km²Paraoquena PB com Registro RJ Pomba 13700 0,98 13,98 MW/km²Serra Vermelha PB com Registro MT Taquari 2500 0,18 13,89 MW/km²Fazenda do Salto PB com Registro PR PR Sapucaia 8000 0,58 13,79 MW/km²Salto da Ponte PB com Registro PR Cachoeira 1350 0,10 13,50 MW/km²Divisa PB com Registro MG SP Mogi Guaçú 3250 0,25 13,00 MW/km²Bom Retiro PB com Registro PR PR Butiá 3500 0,27 12,96 MW/km²Turvo 7 PB com Registro RS Turvo 2500 0,20 12,50 MW/km²Cachoeira Alegre PB com Registro RJ Pomba 11600 0,95 12,21 MW/km²Ibicuí I PB com Registro SC Ibicuí 10000 0,83 12,05 MW/km²Boa Vista PB com Registro RJ RJ Grande 11900 0,99 12,02 MW/km²Foz do Jacutinga PB com Registro RS RS Forqueta 4900 0,41 11,84 MW/km²Manopla PB com Registro PE Sirinhaém 5040 0,43 11,72 MW/km²Nova Riqueza PB com Registro PR Capanema 2600 0,23 11,30 MW/km²Santo Antônio do Porto PB com Registro MG Suaçui Pequeno 12500 1,12 11,16 MW/km²Aricá-Mirim I PB com Registro MT MT Aricá-Mirim 3550 0,32 11,09 MW/km²Forquilha II PB com Registro RS RS Forquilha 6500 0,59 11,02 MW/km²Praia das Vacas PB com Registro PR Fortaleza 1650 0,15 10,78 MW/km²Onça Pintada PB com Registro PR PR Arraial 2200 0,21 10,48 MW/km²Km 14 PB com Registro PR PR dos Patos 4500 0,45 10,00 MW/km²Cantagalo PB com Registro MG MG Piranga 30000 3,02 9,95 MW/km²Moinho Velho PB com Registro RS RS Forqueta 3600 0,37 9,84 MW/km²Serrinha PB com Registro MG do Peixe 5200 0,56 9,29 MW/km²Vale Fundo PB com Registro RS RS Forqueta 4900 0,54 9,09 MW/km²Calcutá PB com Registro MS Coxim 3500 0,39 8,97 MW/km²Bela Vista PB com Registro RS Socorro 3000 0,34 8,82 MW/km²Branco Montante PB com Registro BA BA Branco 2350 0,27 8,70 MW/km²Coxilha Bonita PB com Registro PR PR Capanema 5300 0,61 8,69 MW/km²Nova Erechim PB com Registro SC Chapecó 18500 2,13 8,69 MW/km²Ponte PB com Registro MG Santana 2400 0,28 8,57 MW/km²Figueirinha I PB com Registro MG MG Corrente Grande 13500 1,58 8,54 MW/km²Andorinha PB com Registro MG MG Paraopeba 10100 1,19 8,49 MW/km²Marema PB com Registro SC Chapecózinho 9400 1,11 8,47 MW/km²Martins Alto PB com Registro MG Uberabinha 28500 3,43 8,31 MW/km²Juncal PB com Registro MG MG Jaguari 1550 0,19 8,24 MW/km²Pacheco PB com Registro SC Pacheco 1600 0,20 8,11 MW/km²Vista Alegre PB com Registro PR Iratim 12700 1,57 8,09 MW/km²Aperibé PB com Registro RJ RJ Pomba 7200 0,90 8,00 MW/km²Ponte Vermelha PB com Registro MS Coxim 5000 0,63 7,94 MW/km²Areado PB com Registro MG MG Abaeté/Ribeirão Areado 10900 1,40 7,79 MW/km²Rincão Ventura PB com Registro RS RS Toropi 4500 0,58 7,72 MW/km²Olaria PB com Registro RS RS Forqueta 3200 0,43 7,48 MW/km²Palmas PB com Registro PR Butiá 1750 0,24 7,29 MW/km²Ponte Indaiá Jusante PB com Registro MG Indaiá 5820 0,82 7,10 MW/km²Pimentel I PB com Registro RJ Grande 7400 1,05 7,05 MW/km²Saltinho PB com Registro SP Mogi Guaçú 4500 0,65 6,92 MW/km²Garça Branca PB com Registro SC SC Das Antas 5660 0,83 6,82 MW/km²Rolador PB com Registro MG Mogi Guaçú 3300 0,50 6,60 MW/km²Grotão PB com Registro RS Garrafa (Camisas) 5200 0,80 6,50 MW/km²Bom Jardim PB com Registro MG Jaguari 1780 0,28 6,33 MW/km²Da Mesa PB com Registro PR Fortaleza 1180 0,19 6,24 MW/km²Posses - (km 142,3) PB com Registro BA MG Carinhanha 16100 2,63 6,12 MW/km²Araras PB com Registro GO Das Almas 3400 0,56 6,07 MW/km²Turvo 15 PB com Registro RS Turvo 3600 0,60 6,00 MW/km²Lajeadinho PB com Registro GO Prata 4900 0,83 5,90 MW/km²Fumaça PB com Registro MG MG Suaçuí Grande 8000 1,38 5,80 MW/km²Serraria PB com Registro RS Conceição 2300 0,40 5,75 MW/km²Taquari PB com Registro MG Santa Bárbara 24000 4,22 5,69 MW/km²Linha Sarandi PB com Registro PR PR Capanema 2700 0,48 5,63 MW/km²Estiva PB com Registro MG Pomba 8000 1,45 5,52 MW/km²Vasco da Gama PB com Registro PR PR Capanema 3500 0,64 5,47 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Maringá PB com Registro MS Coxim 4000 0,74 5,41 MW/km²Lagoa Alta PB com Registro MS Coxim 6000 1,16 5,17 MW/km²Pioneiros PB com Registro PR Fortaleza 3300 0,64 5,16 MW/km²Jaciara PB com Registro MT MT São Lourenço 19000 3,70 5,14 MW/km²Da Barra PB com Registro PR PR Mourão 8600 1,68 5,12 MW/km²Manuel Alvinho II PB com Registro TO TO Manuel Alvinho 1260 0,25 5,04 MW/km²Km 10 PB com Registro PR PR dos Patos 2800 0,56 5,00 MW/km²Turvo 13 PB com Registro RS Turvo 7400 1,50 4,93 MW/km²Butiá PB com Registro PR PR Butiá 3750 0,77 4,87 MW/km²Sede II PB com Registro RS Potiribú 7000 1,44 4,86 MW/km²Engenho Velho PB com Registro PR Iratim 10100 2,08 4,86 MW/km²Santa Paula PB com Registro MS MT Correntes 5200 1,10 4,73 MW/km²Esperança PB com Registro PR Jordão 3200 0,68 4,71 MW/km²Sapé PB com Registro MG Tanque 19500 4,24 4,60 MW/km²Niágara PB com Registro SP MG Pardo 11900 2,60 4,58 MW/km²Itapeva PB com Registro MG Jaguari 3060 0,67 4,57 MW/km²Baltazar PB com Registro RJ Pomba 17600 3,92 4,49 MW/km²Água Bonita PB com Registro PR das Cinzas 4200 0,94 4,47 MW/km²Fortaleza PB com Registro PR Fortaleza/Iapó 9850 2,21 4,46 MW/km²Santo Antônio PB com Registro MG Santo Antônio 7000 1,60 4,38 MW/km²Europa PB com Registro MT Córrego Ibó 4500 1,03 4,37 MW/km²Rincão do Fundo PB com Registro RS Fiúza 2000 0,46 4,35 MW/km²Dourado PB com Registro MG São Mateus (Braço Norte) 1300 0,30 4,33 MW/km²Sapucaia PB com Registro AP Cassiporé 1300 0,30 4,28 MW/km²Pedras PB com Registro BA de Ondas 5420 1,27 4,27 MW/km²Imburana PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 3400 0,80 4,25 MW/km²Água da Onça PB com Registro SP Pardo 5100 1,22 4,18 MW/km²Pedro Gomes PB com Registro MS MS Taquari 19500 4,69 4,16 MW/km²Santa Rita (km 14,8) PB com Registro MG do Peixe 5000 1,22 4,10 MW/km²Cocal PB com Registro MG MG Pardo Pequeno 4400 1,10 4,00 MW/km²Taboquinha PB com Registro BA De Contas 26300 7,00 3,76 MW/km²Itaperuna PB com Registro ES São Mateus (Braço Sul) 1500 0,40 3,75 MW/km²Mutum PB com Registro MT Taquari 8500 2,27 3,74 MW/km²Santa Rita PB com Registro MG Santo Antônio 5500 1,49 3,69 MW/km²Barra da Conceição PB com Registro MG São Mateus (Braço Norte) 1100 0,30 3,67 MW/km²Taquaruçu PB com Registro RS Da Várzea 11000 3,00 3,67 MW/km²Rosário PB com Registro MG do Carmo 11000 3,01 3,65 MW/km²Bom Jardim PB com Registro MG Uberabinha 3100 0,85 3,65 MW/km²Ascurra PB com Registro SC Itajaí-Açu 11500 3,20 3,59 MW/km²Tamanduá PB com Registro BA de Ondas 8420 2,35 3,58 MW/km²Santa Rita PB com Registro SP Sapucaí 13600 3,80 3,58 MW/km²Capim Puba - (km171,6) PB com Registro BA MG Carinhanha 10000 2,80 3,57 MW/km²Alto Paraíso PB com Registro PR PR Capanema 2750 0,79 3,48 MW/km²Linha Capanema PB com Registro PR PR Capanema 4500 1,30 3,46 MW/km²Serra das Furnas PB com Registro PR das Cinzas 5800 1,69 3,43 MW/km²Larguinha - (km 154,5) PB com Registro BA MG Carinhanha 10700 3,15 3,40 MW/km²Porto Feliz PB com Registro SP Tietê 16600 4,92 3,37 MW/km²Cabeça de Boi PB com Registro MG MG do tanque 10000 3,00 3,33 MW/km²Eng░ Barroso PB com Registro MG MG Capivari 4200 1,26 3,33 MW/km²Estrela do Norte PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 3600 1,10 3,27 MW/km²LuzilΓndia PB com Registro ES São Mateus (Braço Sul) 1600 0,50 3,20 MW/km²Santa Clara Montante PB com Registro BA Jucuruçu do Sul 5000 1,57 3,18 MW/km²DistΓncia PB com Registro MT MT Arinos 16000 5,04 3,17 MW/km²Itaperuna PB com Registro RJ Muriaé 8400 2,70 3,11 MW/km²Pinhalzinho PB com Registro RS Da Várzea 9000 3,00 3,00 MW/km²Foz PB com Registro PR Santana 6000 2,01 2,99 MW/km²Mareta PB com Registro MG Suaçuí Grande 7000 2,40 2,92 MW/km²Gongoji Montante PB com Registro BA BA Gongoji 5800 2,00 2,90 MW/km²Goiabeiras PB com Registro SC Chapecó 8400 2,90 2,90 MW/km²Vidal PB com Registro GO GO Corrente 6300 2,25 2,80 MW/km²Torrão de Ouro PB com Registro PR Laranjinha 8000 2,90 2,76 MW/km²Morrinhos PB com Registro MG do Sono 8500 3,11 2,73 MW/km²Rocha Baixo PB com Registro MA Mearim 9000 3,34 2,69 MW/km²Limeira PB com Registro MG MG Suaçuí Grande 14000 5,20 2,69 MW/km²Coqueiro PB com Registro MG Suaçuí Grande 6000 2,23 2,69 MW/km²Vermelho 1 PB com Registro GO Corrente 7800 2,90 2,69 MW/km²Ampere PB com Registro PR PR Capanema 8000 2,98 2,68 MW/km²Bom Processo PB com Registro PR PR Pirapó 1050 0,40 2,63 MW/km²Franconim (Ig. Reginal) PB com Registro AP Cassiporé 1400 0,54 2,60 MW/km²Santana II PB com Registro MT Santana 2400 0,95 2,53 MW/km²Retirão PB com Registro SP SP Jaguari-Mirim 4000 1,59 2,52 MW/km²Faveiro PB com Registro MT Cravari 29690 11,90 2,49 MW/km²Cantu 1 PB com Registro PR PR Cantu 15000 6,10 2,46 MW/km²Vertente PB com Registro MG Tijuco 10800 4,50 2,40 MW/km²Cibrão PB com Registro MG São Mateus (Braço Norte) 1200 0,50 2,40 MW/km²Mogno PB com Registro MT Cravari 17500 7,40 2,36 MW/km²Manuel Alvinho PB com Registro TO Manuel Alves 2780 1,20 2,32 MW/km²Pedra Branca PB com Registro MS Sucuriú 14000 6,10 2,30 MW/km²Despraiado PB com Registro RS Socorro 2700 1,19 2,27 MW/km²Raposo PB com Registro SC Pelotinhas 6800 3,00 2,27 MW/km²Três Marias PB com Registro RS Socorro 1100 0,49 2,24 MW/km²Santana 1 PB com Registro RS Santana 3300 1,50 2,20 MW/km²Capivara - (km 180) PB com Registro MG Carinhanha 5400 2,50 2,16 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Itabepa PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 2300 1,10 2,09 MW/km²Barra do Mambo PB com Registro TO TO Manuel Alves 3610 1,73 2,09 MW/km²Cachoeira do rio Branco PB com Registro BA BA Branco 2810 1,37 2,05 MW/km²Santa Mariana PB com Registro PR Laranjinha 6700 3,30 2,03 MW/km²Cavernoso III PB com Registro PR Cavernoso 8200 4,04 2,03 MW/km²Brás Pires PB com Registro MG Xopotó 5000 2,50 2,00 MW/km²Fazenda Grande PB com Registro RS RS Ijuizinho 5000 2,54 1,97 MW/km²Ponte Estreita PB com Registro MT Do Sapo 2100 1,07 1,96 MW/km²Foz dos Bandeirantes PB com Registro PR Pirapó 4700 2,45 1,92 MW/km²Bombas PB com Registro MG MG Abaeté/Ribeirão Areado 14500 7,70 1,88 MW/km²Cantu 4 PB com Registro PR PR Cantu 7000 3,74 1,87 MW/km²Cantu 3 PB com Registro PR PR Cantu 7000 3,77 1,86 MW/km²Matão PB com Registro MG Suaçuí Grande 9000 4,90 1,84 MW/km²Água Vermelha PB com Registro MS Coxim 23700 13,00 1,82 MW/km²São Domingos PB com Registro SP Sapucaí 11800 6,60 1,79 MW/km²Água Tranquila PB com Registro PR PR Goio-Erê 4200 2,40 1,75 MW/km²Tigre PB com Registro RS Conceição 2000 1,16 1,72 MW/km²Nova Esperança PB com Registro PR PR Sapucaia 4500 2,64 1,70 MW/km²Travessia PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 4900 2,90 1,69 MW/km²Itaguajé PB com Registro PR PR Pirapó 5000 3,01 1,66 MW/km²Jaburu PB com Registro RO Machadinho 14000 8,45 1,66 MW/km²Antas PB com Registro RS RS Conceição 3000 1,86 1,61 MW/km²Quenta Sol PB com Registro MG Piracicaba 9000 5,60 1,61 MW/km²Piau PB com Registro MG Suaçuí Grande 17000 10,60 1,60 MW/km²Côco PB com Registro MA Mearim 13700 8,66 1,58 MW/km²Cedro PB com Registro MT Cravari 18600 11,90 1,56 MW/km²Barra do Ariranha PB com Registro MS MT Taquari 13000 8,63 1,51 MW/km²Eng. Beltrão PB com Registro PR PR Mourão 5200 3,49 1,49 MW/km²Primavera PB com Registro PE Ipojuca 4270 2,87 1,49 MW/km²Santana do Jacaré PB com Registro MG Jacaré 3500 2,36 1,48 MW/km²Salto Grande PB com Registro PR PR Pirapó 5200 3,55 1,46 MW/km²Cachoeira Grande PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 4200 2,90 1,45 MW/km²Estrelinha PB com Registro SP SP Pardo 2800 1,94 1,44 MW/km²Cotaxé PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 2400 1,70 1,41 MW/km²Cachoeira Alegre PB com Registro MG MG Casca 7500 5,40 1,39 MW/km²Aurora PB com Registro MA Mearim 9100 6,74 1,35 MW/km²Peralta PB com Registro MS Coxim 14500 10,83 1,34 MW/km²Andorinha PB com Registro MT Ponte de Pedra 13800 10,70 1,29 MW/km²Lagoa Grande PB com Registro MT Do Sapo 2530 1,97 1,28 MW/km²Barra do Prata PB com Registro ES MG São Mateus (Braço Norte) 1900 1,50 1,27 MW/km²Tietê PB com Registro SP Tietê 12800 10,11 1,27 MW/km²Catas Altas III PB com Registro SP Catas Altas 2500 2,00 1,25 MW/km²Barra PB com Registro RS RS Ijuí 6500 5,30 1,23 MW/km²Paredão PB com Registro AP Calçoene 1600 1,37 1,17 MW/km²Tracuá PB com Registro AP Cassiporé 5800 5,08 1,14 MW/km²Palmeira PB com Registro ES São Mateus (Braço Norte) 2000 1,80 1,11 MW/km²Nova Fátima PB com Registro PR Laranjinha 3920 3,64 1,08 MW/km²Turvo PB com Registro MG Turvo Limpo 10000 10,02 1,00 MW/km²Passo do Buraco PB com Registro RS Socorro 1400 1,41 0,99 MW/km²Serrinha PB com Registro MT MT Arinos 13080 13,19 0,99 MW/km²Água Fria PB com Registro MS MS Jauru 11300 11,42 0,99 MW/km²Paranaguá PB com Registro PR PR Pirapó 1100 1,16 0,95 MW/km²Nova Venésia PB com Registro ES São Mateus (Braço Sul) 2500 2,80 0,89 MW/km²Verde 04 Baixo PB com Registro GO Verde 10500 12,10 0,87 MW/km²Três Capºes PB com Registro RS Icamaquã 3000 3,60 0,83 MW/km²São José PB com Registro MG São Mateus (Braço Norte) 1400 1,90 0,74 MW/km²Capela PB com Registro MG Santana 2000 2,80 0,71 MW/km²Japonesa PB com Registro PR PR Pirapó 8400 13,13 0,64 MW/km²Maringá PB com Registro PR PR Pirapó 1560 2,44 0,64 MW/km²Vista Bela PB com Registro MG São Mateus (Braço Sul) 1400 2,60 0,54 MW/km²Coronel Eduardo Arlindo Correia PB com Registro AP Amapá Grande 3900 7,78 0,50 MW/km²Caraípe PB com Registro BA Itanhém 2533 8,50 0,30 MW/km²Cachoeira Brava PB com Aceite PR PR Turvo 3700 0,01 740,00 MW/km²Das Almas PB com Aceite PR PR Turvo 6300 0,01 700,00 MW/km²Caiapó 2 PB com Aceite GO Caiapó 4000 0,01 400,00 MW/km²Sacramento PB com Aceite SC Caldas do Norte 1220 0,00 393,55 MW/km²São Ludgero I PB com Aceite SC Braço do Norte 4500 0,01 391,30 MW/km²Quartel 3 PB com Aceite MG MG Paraúna 30000 0,08 375,00 MW/km²Ilha da Luz PB com Aceite ES Itapemirim 3000 0,01 333,33 MW/km²Invernadinha PB com Aceite SC Invernadinha 2250 0,01 308,22 MW/km²Santo Antônio da Lacurioba PB com Aceite BA Santo Antônio 10500 0,04 276,32 MW/km²Quartel 2 PB com Aceite MG MG Paraúna 30000 0,11 272,73 MW/km²Rio Grandina PB com Aceite RJ RJ Grande 8000 0,03 266,67 MW/km²Jaquatirica PB com Aceite PR Cubatão 13800 0,07 197,14 MW/km²Quati PB com Aceite PR PR São João 15000 0,08 194,81 MW/km²João Eloi PB com Aceite SC SC Cubatão do Sul 1610 0,01 171,28 MW/km²Santo Amaro PB com Aceite SC Cubatão do Sul 4050 0,02 163,97 MW/km²Dias PB com Aceite MG Uberabinha 7400 0,05 148,00 MW/km²Mariano PB com Aceite MG Glória 4200 0,03 140,00 MW/km²Santa Carolina PB com Aceite RS RS Turvo 10500 0,09 112,90 MW/km²Caldas do Norte PB com Aceite SC Caldas do Norte 1550 0,01 106,90 MW/km²Grão Mogol PB com Aceite MG MG Itacambiruçu 28000 0,27 103,70 MW/km²Guaratuba PB com Aceite PR PR Arraial 9200 0,09 100,00 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Pinheiral PB com Aceite SC Boa Esperança 3190 0,03 93,82 MW/km²Quartel 1 PB com Aceite MG MG Paraúna 30000 0,35 85,71 MW/km²Poço Fundo PB com Aceite RJ Preto 12000 0,14 85,71 MW/km²Inxú PB com Aceite MT MT do Sangue 22300 0,28 79,64 MW/km²Antônio Munhoz Bonilha PB com Aceite SC SC Cubatão do Sul 4750 0,06 79,43 MW/km²C (Eixo IX/Água Branca) PB com Aceite PR PR Ribeira 22000 0,29 75,86 MW/km²Santa Rita PB com Aceite GO MT Araguaia 14000 0,19 73,68 MW/km²Perdidos PB com Aceite MT MT Claro 24500 0,34 72,06 MW/km²A (Eixo I /Caratuva) PB com Aceite PR PR Ribeira 10000 0,15 66,67 MW/km²Rincão da Ponte PB com Aceite PR Fortaleza 4500 0,07 66,18 MW/km²Feixos PB com Aceite SP Camanducaia 1300 0,02 65,00 MW/km²Castro PB com Aceite PR Iapó 4200 0,07 60,00 MW/km²Alto Garcia PB com Aceite SC Garcia 1500 0,03 58,14 MW/km²Cavernoso II PB com Aceite PR PR Cavernoso 18370 0,32 57,41 MW/km²Rio do Meio PB com Aceite SC Braço do Norte 4400 0,08 57,14 MW/km²Caiapó 3 PB com Aceite GO GO Caiapó 3400 0,06 56,67 MW/km²EstΓncia PB com Aceite SC Boa Esperança 4290 0,08 55,00 MW/km²Juli⌡es PB com Aceite MG Macaúbas 2650 0,05 53,00 MW/km²Iapó PB com Aceite PR Iapó 18000 0,34 52,94 MW/km²Serra dos Cavalinhos II PB com Aceite RS das Antas 24000 0,48 50,00 MW/km²São Bento PB com Aceite ES Jucu Braço Norte 16000 0,32 50,00 MW/km²Doido PB com Aceite TO TO Palmeiras 6000 0,12 48,39 MW/km²Encano PB com Aceite SC Itajaí-Açu 12000 0,25 48,00 MW/km²Cambará PB com Aceite MT Córrego Tenente Amaral 2700 0,06 47,37 MW/km²Canhadão PB com Aceite PR Covó 10000 0,23 43,48 MW/km²Usina Velha (Ex Usina Velha II) PB com Aceite MT Juba 17800 0,41 43,41 MW/km²Do Bico PB com Aceite RS São Marcos 6500 0,15 43,33 MW/km²Fogos PB com Aceite MG MG São Miguel 16700 0,39 42,82 MW/km²Timbuí Seco PB com Aceite ES Santa Maria 16800 0,41 40,98 MW/km²Vãozinho PB com Aceite GO GO Ribeirão Cachoeirinha 10000 0,25 40,00 MW/km²Serra das Agulhas PB com Aceite MG MG Pardo Pequeno 24000 0,62 38,71 MW/km²Moinho PB com Aceite PR PR Arroio Guaçu 3700 0,10 37,00 MW/km²Pulo PB com Aceite PR Iapó 7300 0,20 36,50 MW/km²Quebra Dentes PB com Aceite RS RS Toropi 20000 0,55 36,36 MW/km²Serra dos Cavalinhos I PB com Aceite RS das Antas 18500 0,53 34,91 MW/km²Povoamento PB com Aceite SC Braço do Norte 1050 0,03 33,87 MW/km²Verde 03 PB com Aceite GO Verde 24000 0,71 33,80 MW/km²Jataí PB com Aceite PR PR Arroio Guaçu 3700 0,11 33,64 MW/km²Pirapetinga PB com Aceite MG Perdizes 2000 0,06 33,33 MW/km²Santa Paula PB com Aceite PR Jordão 3100 0,09 32,98 MW/km²Chimarrão PB com Aceite RS Turvo 11000 0,35 31,43 MW/km²Precipício PB com Aceite PA Curuá 25000 0,80 31,25 MW/km²Canto do Schulwz PB com Aceite SC Caldas do Norte 1050 0,04 29,58 MW/km²Jacaré PB com Aceite PR PR Santana 5000 0,18 27,32 MW/km²Santa Leopoldina PB com Aceite ES Santa Maria 10000 0,37 27,03 MW/km²Pasto de Grama PB com Aceite MG São Manuel 5100 0,20 25,50 MW/km²Catanduva PB com Aceite PR Iratim 17600 0,70 25,14 MW/km²Mangueira de Pedra PB com Aceite SC Chapecó 9000 0,36 25,00 MW/km²Embaúba PB com Aceite MT Córrego Tenente Amaral 3300 0,13 24,81 MW/km²Ponte de Pedra 01 PB com Aceite GO Ponte de Pedra 23400 0,95 24,63 MW/km²Zimlich PB com Aceite SC Itajaí-Açu 13300 0,55 24,18 MW/km²Prainha PB com Aceite SC Chapecó 13000 0,54 24,07 MW/km²Paiol Grande PB com Aceite PR PR Iratim 12000 0,51 23,53 MW/km²Sôssego PB com Aceite RJ Grande 9000 0,39 23,08 MW/km²Preto 1 PB com Aceite MG Preto 9000 0,40 22,50 MW/km²São Pedro PB com Aceite MG Glória 6600 0,29 22,45 MW/km²Salto Maciel PB com Aceite MT Sepotuba 17000 0,81 20,99 MW/km²Morro Grande PB com Aceite RS Ituim 9800 0,47 20,85 MW/km²Rincão PB com Aceite SC Pelotinhas 12000 0,58 20,69 MW/km²Nova Franca Amaral PB com Aceite ES Itabapoana 30000 1,48 20,27 MW/km²Engenho de Cima PB com Aceite MG MG Samburá 13300 0,66 20,15 MW/km²Jequitaí II PB com Aceite MG Jequitaí 12400 0,66 18,70 MW/km²Linha Jacinto PB com Aceite RS RS Da Várzea 17000 0,93 18,28 MW/km²São Luiz PB com Aceite ES Guandú 17500 0,98 17,86 MW/km²Barra dos Carrapatos PB com Aceite MG Pomba 8000 0,45 17,78 MW/km²São Francisco PB com Aceite SP Pardo 7000 0,41 17,07 MW/km²Boa Vista PB com Aceite MG Suaçui Pequeno 10000 0,62 16,13 MW/km²Varginha PB com Aceite MG Claro 8000 0,50 16,00 MW/km²Bonfim de Baixo PB com Aceite MG Matipó 8300 0,52 15,96 MW/km²Tamanduá PB com Aceite SC Tamanduá 14500 0,91 15,93 MW/km²Sertãozinho PB com Aceite MG Samburá 6300 0,40 15,75 MW/km²Rondinha PB com Aceite SC Chapecó 9600 0,63 15,24 MW/km²Vassoura PB com Aceite RS Socorro 9000 0,60 15,00 MW/km²Olinto da Fonseca PB com Aceite MG MG Samburá 4500 0,30 15,00 MW/km²Ipê (ex-Verde 09) PB com Aceite GO GO Verde 29300 1,96 14,95 MW/km²Buritizinho PB com Aceite GO GO Ribeirão Cachoeirinha 5250 0,36 14,62 MW/km²Sete Cachoeiras PB com Aceite MG Santo Antônio 17600 1,22 14,43 MW/km²Volta Grande PB com Aceite PR Pinhão 3700 0,26 14,40 MW/km²Ponte Branca PB com Aceite SP Pardo 10500 0,74 14,19 MW/km²Salto do Guassupi PB com Aceite RS Salto do Guassupi 11000 0,79 13,87 MW/km²Laje PB com Aceite MG Novo 17800 1,29 13,80 MW/km²Jardim PB com Aceite RS RS Turvo 9000 0,65 13,76 MW/km²Vila Galupo PB com Aceite PR Santana 5100 0,38 13,53 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Três Capºes Novos PB com Aceite PR Jordão 9200 0,69 13,33 MW/km²Caquende PB com Aceite MG MG Macaúbas 3300 0,25 13,20 MW/km²Bonança PB com Aceite RJ RJ Grande 5500 0,43 12,79 MW/km²Corredeira (Ex Usina Velha I) PB com Aceite MT Juba 16200 1,27 12,76 MW/km²Couro do Cervo PB com Aceite MG Ribeirão São João 2000 0,16 12,50 MW/km²Sepotuba PB com Aceite MT Sepotuba 13500 1,10 12,27 MW/km²São José PB com Aceite SC Braço do Norte 2750 0,23 12,22 MW/km²Penteado PB com Aceite SC SC Pelotinhas 22200 1,83 12,13 MW/km²Ouro Fino PB com Aceite MG Santo Antônio 28400 2,36 12,03 MW/km²Rialma PB com Aceite GO Das Almas 17000 1,43 11,89 MW/km²Cachoeira Cinco Veados PB com Aceite RS RS Toropi 14250 1,22 11,68 MW/km²Santa Rosa PB com Aceite SC Chapecó 8100 0,70 11,57 MW/km²Jorge Mikitchuk PB com Aceite MG MG Itacambiruçu 10700 0,94 11,38 MW/km²Bocaina PB com Aceite MG MG Piratinga 14000 1,24 11,29 MW/km²Luminárias (Ex-Cachoeira da Fuma PB com Aceite MG Ingaí 3200 0,30 10,67 MW/km²A - Trincheira PB com Aceite RS RS Santa Rosa 1750 0,17 10,61 MW/km²Fazenda Salto PB com Aceite MG MG Claro 14000 1,34 10,45 MW/km²Salto do Baú PB com Aceite MG Tijuco 19800 2,00 9,90 MW/km²Boa Vista PB com Aceite SC SC Lava Tudo 5000 0,51 9,80 MW/km²Arrodeador PB com Aceite BA BA Formoso 14000 1,45 9,66 MW/km²Rio do Sapo PB com Aceite MT Do Sapo 4100 0,43 9,53 MW/km²Boa Vista I PB com Aceite MG MG Verde 9000 0,96 9,38 MW/km²Frieira PB com Aceite PA Curuá 20000 2,18 9,17 MW/km²Pirapitinga PB com Aceite MG Suaçui Pequeno 11000 1,20 9,17 MW/km²Gongoji Jusante PB com Aceite BA BA Gongoji 6400 0,70 9,14 MW/km²Edgard Souza (Repotenciação) PB com Aceite SP Tietê 11000 1,23 8,94 MW/km²Fazenda Velha PB com Aceite GO Ariranha 12600 1,41 8,94 MW/km²Monte Alegre 02 PB com Aceite GO Monte Alegre 19200 2,18 8,81 MW/km²Paulo Geraldo - (km 17,2) PB com Aceite MG Formoso 7200 0,84 8,57 MW/km²Painel PB com Aceite SC SC Lava Tudo 8600 1,01 8,51 MW/km²Salto do Jardim Montante PB com Aceite PR PR Jangada 16200 1,92 8,44 MW/km²Saltinho PB com Aceite PR Mourão 4500 0,54 8,33 MW/km²Sumidouro PB com Aceite MT MT Claro 27430 3,32 8,26 MW/km²Linha Aparecida PB com Aceite RS RS Da Várzea 24000 2,92 8,22 MW/km²Alemães Baixo PB com Aceite MG Abaeté 21000 2,60 8,08 MW/km²40 Ilhas PB com Aceite AM Pitinga 8000 1,00 8,00 MW/km²Retiro 1 PB com Aceite MG Suaçuí Pequeno 19000 2,40 7,93 MW/km²Das Pedras PB com Aceite SC Chapecó 5600 0,72 7,78 MW/km²Salto do Soque PB com Aceite SC do Peixe 4400 0,57 7,72 MW/km²Morro Vermelho - (km 23) PB com Aceite MG Formoso 8400 1,10 7,64 MW/km²Cotegipe PB com Aceite MG MG do Peixe 22600 2,97 7,61 MW/km²Fábio Botelho Notini PB com Aceite MG Pará 9200 1,23 7,48 MW/km²Santa Rita PB com Aceite PR PR Pedrinho 4450 0,60 7,42 MW/km²Figueira Branca PB com Aceite SP SP Pardo 10800 1,46 7,40 MW/km²Cachoeira Grande PB com Aceite BA Preto 3400 0,49 6,94 MW/km²São Jorge PB com Aceite SC Das Antas 8500 1,23 6,91 MW/km²São João da Barra - Primário PB com Aceite MT São João da Barra ou Matrinchã 28680 4,20 6,83 MW/km²Cachoeira do Gambá PB com Aceite MG Tijuco 15900 2,40 6,63 MW/km²Nossa Senhora das Graças PB com Aceite ES Itapemirim 19000 3,07 6,19 MW/km²Cachoeira Grande PB com Aceite MG MG Santana 3200 0,54 5,93 MW/km²Pinhal Ralo PB com Aceite PR Pinhão 5700 1,00 5,71 MW/km²Santa Lídia PB com Aceite PR Jangada 13200 2,33 5,67 MW/km²São Domingos PB com Aceite MS Coxim 22000 3,89 5,66 MW/km²Mosquito PB com Aceite MG Tijuco 12300 2,20 5,59 MW/km²Santa Fé PB com Aceite MG Pará 1400 0,26 5,38 MW/km²Ferradura PB com Aceite MG Santo Antônio 23000 4,28 5,37 MW/km²Portão PB com Aceite SC SC Caveiras 16000 3,00 5,33 MW/km²Galheiros I PB com Aceite GO Galheiros 8200 1,56 5,26 MW/km²Cachoeira da Fumaça PB com Aceite MG Tronqueiras 10500 2,03 5,17 MW/km²Verdinho 01 Alto PB com Aceite GO Verdinho 17700 3,43 5,16 MW/km²Paiaguás PB com Aceite MT Sepotuba 23000 4,50 5,11 MW/km²Cachoeira das Almas PB com Aceite MG MG do Sono 28000 5,51 5,08 MW/km²Sororoca PB com Aceite PA Curuá 26000 5,26 4,94 MW/km²Cachoeira Comprida PB com Aceite MG Abaeté 20800 4,26 4,88 MW/km²Rincão São Miguel PB com Aceite RS Toropi 8500 1,81 4,70 MW/km²Fazenda Olaria PB com Aceite MG MG Itacambiruçu 7500 1,60 4,69 MW/km²São Tiago PB com Aceite MG Samburá 9000 1,98 4,55 MW/km²Bugres PB com Aceite MG Tijuco 18600 4,10 4,54 MW/km²Sertãozinho PB com Aceite GO Claro 14000 3,14 4,46 MW/km²Cabrito PB com Aceite RS RS Da Várzea 12000 2,70 4,44 MW/km²Fonte Ijuí PB com Aceite RS Ijuí 5700 1,30 4,38 MW/km²Vereda PB com Aceite BA Preto 3140 0,73 4,30 MW/km²Ponte de Pedra 02 PB com Aceite GO Ponte de Pedra 17300 4,04 4,28 MW/km²Cocal PB com Aceite GO GO Arraial Velho 10000 2,40 4,17 MW/km²Tapirapuã PB com Aceite MT Juba 14900 3,63 4,10 MW/km²São Gonçalo PB com Aceite MG Abaeté 19000 4,77 3,98 MW/km²Mateus José PB com Aceite MG Abaeté/Ribeirão Areado 11000 2,80 3,93 MW/km²Rio dos ═ndios PB com Aceite PR dos ═ndios 8300 2,16 3,84 MW/km²Cutia Alto PB com Aceite MG MG Rio Tijuco 30000 7,90 3,80 MW/km²Água Limpa PB com Aceite MG Piracicaba 16500 4,50 3,67 MW/km²Piquete PB com Aceite GO GO Maranhão 12000 3,28 3,66 MW/km²Cachoeira Grande PB com Aceite AP Cassiporé 12200 3,42 3,56 MW/km²Santana PB com Aceite SP SP Pardo 12700 3,57 3,56 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Pirapitanga Baixo PB com Aceite MG Tijuco 11200 3,20 3,50 MW/km²São João PB com Aceite SP Sorocaba 9600 2,94 3,27 MW/km²Verde 08 PB com Aceite GO Verde 29400 9,28 3,17 MW/km²Verde 02 Baixo PB com Aceite GO Verde 19300 6,32 3,05 MW/km²Serra do Azeite PB com Aceite MG Manhuaçu 13500 4,52 2,99 MW/km²Nova Mutum PB com Aceite MT Dos Patos 12000 4,10 2,93 MW/km²Ceres PB com Aceite GO Das Almas 26000 9,10 2,86 MW/km²Foz do Preto PB com Aceite SP Turvo 16000 5,70 2,81 MW/km²Mascote PB com Aceite BA Pardo 22400 8,00 2,80 MW/km²Salto Barroso PB com Aceite RS Da Várzea 11000 4,00 2,75 MW/km²Paredão de Minas PB com Aceite MG do Sono 17000 6,20 2,74 MW/km²Rio Manso PB com Aceite MG Lourenço Velho 2530 0,93 2,72 MW/km²Cruz Velha PB com Aceite MG MG Tijuco 22800 8,60 2,65 MW/km²Pancada Grande PB com Aceite PA Maicuru 27000 10,21 2,64 MW/km²Jacu PB com Aceite MG MG Tijuco 10200 3,90 2,62 MW/km²Perdigão PB com Aceite MG MG Lambari 13000 5,00 2,60 MW/km²Monjolinho PB com Aceite SP Sapucaí 16800 6,50 2,58 MW/km²Tabaúna PB com Aceite MG Manhuaçu 27000 10,63 2,54 MW/km²Engano PB com Aceite GO Prata 8000 3,21 2,49 MW/km²Mundo Novo PB com Aceite MS MS Jauru 21500 8,97 2,40 MW/km²Patos PB com Aceite MT Dos Patos 24000 10,81 2,22 MW/km²Colinas PB com Aceite GO GO Tocantinzinho 25500 11,64 2,19 MW/km²Canoas PB com Aceite MG Abaeté 19300 8,99 2,15 MW/km²Palmeira PB com Aceite MG Abaeté 21600 10,20 2,12 MW/km²Porto Firme PB com Aceite MG Piranga 16500 8,87 1,86 MW/km²Cachoeira do Inferno PB com Aceite MG Ingaí 7200 4,00 1,80 MW/km²Alvorada PB com Aceite GO Corrente 10300 5,90 1,75 MW/km²Água Azul PB com Aceite BA BA Pardo 25550 16,00 1,60 MW/km²Alto Farias PB com Aceite SC Farias 1200 0,82 1,46 MW/km²Canta Galo PB com Aceite BA Buranhém 4800 3,30 1,45 MW/km²Varador PB com Aceite AP Cassiporé 20000 17,92 1,12 MW/km²São João da Barra - Secundário PB com Aceite MT MT São João da Barra ou Matrinchã 1880 1,86 1,01 MW/km²Pau Ferro PB com Aceite BA Buranhém 2090 2,20 0,95 MW/km²Trapiche PB com Aceite AP Calçoene 9000 10,79 0,83 MW/km²Juracitaba PB com Aceite BA Itanhém 1680 3,10 0,54 MW/km²Rio Bonito PB Aprovado SC Bonito 1530 0,002 850,00 MW/km²Galópolis (Pinhal) PB Aprovado RS Pinhal 1500 0,002 750,00 MW/km²Pardos PB Aprovado SC SC dos Pardos 10000 0,03 400,00 MW/km²Matrinchã PB Aprovado MT MT Ponte de Pedra 29700 0,10 297,00 MW/km²Maracanã PB Aprovado MT Córrego Maracanã 10500 0,05 210,00 MW/km²Karl Kuhlemann PB Aprovado SC SC Krauel 1750 0,01 154,94 MW/km²Helena Kuhlemann PB Aprovado SC SC Krauel 1500 0,01 142,93 MW/km²Estação Indaial PB Aprovado SC Itajaí-Açu 27000 0,31 87,10 MW/km²Baitaca PB Aprovado SC Bonito 2700 0,03 85,71 MW/km²Rancho Queimado 1 PB Aprovado MT Rancho Queimado 4950 0,06 82,50 MW/km²Camboatá PB Aprovado SC SC do Leão 2000 0,02 81,63 MW/km²Passo Ferraz PB Aprovado SC Chapecozinho 4000 0,06 71,43 MW/km²Rio dos ═ndios PB Aprovado RS dos ═ndios 6400 0,10 64,00 MW/km²Santo Cristo PB Aprovado SC Pelotinhas 19500 0,31 62,90 MW/km²Morrinhos PB Aprovado RS RS Arroio dos Cachorros 2000 0,03 60,24 MW/km²Santo Expedito PB Aprovado SC do Leão 2250 0,04 52,69 MW/km²Saltinho PB Aprovado RS Ituim 19500 0,38 51,32 MW/km²Moinho PB Aprovado RS Bernardo José 13700 0,32 43,22 MW/km²Sete Quedas PB Aprovado MT Córrego Ibó 18000 0,42 42,86 MW/km²Barra da Paciência PB Aprovado MG Corrente Grande 22000 0,52 42,31 MW/km²Varginha PB Aprovado SC Braço do Norte 2000 0,05 40,00 MW/km²São Sebastião PB Aprovado SC Boa Esperança 3200 0,09 35,56 MW/km²Oliveira PB Aprovado MG Jacaré 2880 0,10 28,51 MW/km²Itararé PB Aprovado SC SC Caveiras 9000 0,33 27,27 MW/km²São Geraldo PB Aprovado SP Jaguari-Mirim 2400 0,09 26,67 MW/km²Coxilha Rica PB Aprovado SC SC Pelotinhas 18000 0,69 26,09 MW/km²Rio Vermelho PB Aprovado SC Vermelho 2400 0,10 24,37 MW/km²Rastro de Auto PB Aprovado RS Forqueta 7020 0,29 24,29 MW/km²Comodoro (Juína III) PB Aprovado MT MT Juína 10000 0,42 23,81 MW/km²Ponte de Pedra PB Aprovado MT Ponte de Pedra 30000 1,30 23,08 MW/km²Xavantina PB Aprovado SC Irani 6000 0,32 18,81 MW/km²Vila Verde PB Aprovado ES São José 3600 0,23 15,65 MW/km²Malacara PB Aprovado SC SC Lava Tudo 9200 0,66 13,94 MW/km²Passo do Ajuricaba PB Aprovado RS Ijuí - Trecho Alto 6200 0,54 11,48 MW/km²Barra do Leão PB Aprovado SC do Leão 3570 0,33 10,82 MW/km²Gamba PB Aprovado SC Lava tudo 10800 1,04 10,38 MW/km²Paiol PB Aprovado MG MG Suaçui Grande 28000 2,75 10,18 MW/km²Paracambi PB Aprovado RJ Ribeirão das Lajes 30000 2,98 10,07 MW/km²Volta Grande PB Aprovado SC Capivari 3130 0,31 10,06 MW/km²São Joaquim (Repotenciação) PB Aprovado SP Sapucaí 8050 0,84 9,58 MW/km²Presente de Deus (Juína II) PB Aprovado MT MT Juína 13000 1,90 6,84 MW/km²São Mateus PB Aprovado SC Lava tudo 19000 3,35 5,67 MW/km²Antoninha PB Aprovado SC SC Lava tudo 13000 2,33 5,58 MW/km²João Borges PB Aprovado SC SC Caveiras 19000 3,41 5,57 MW/km²Quebra Dedo PB Aprovado MG MG Suaçuí Grande 16000 2,96 5,41 MW/km²Cachoeira do Miné PB Aprovado MG Uberabinha 15800 3,00 5,27 MW/km²Queixada PB Aprovado GO Corrente 30000 6,16 4,87 MW/km²Pinheiro PB Aprovado SC SC Caveiras 10000 2,45 4,08 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Cachoeira Cachimbo Alto PB Aprovado RO Branco 9800 2,80 3,50 MW/km²Cazuza Ferreira (Ampliação) PB Aprovado RS Lajeado Grande 9100 2,65 3,43 MW/km²Retiro Velho PB Aprovado GO da Prata 18000 5,70 3,16 MW/km²Neblina 2 PB Aprovado MG Manhuaçu 4600 1,48 3,11 MW/km²Rondon I PB Aprovado RO Comemoração 12000 7,06 1,70 MW/km²Pancada Grande PB Aprovado BA Cachoeira Grande 2850 2,84 1,00 MW/km²Linha 11 Oeste PB Aprovado RS RS Ijuí 13600 15,60 0,87 MW/km²Esperança Outorga MT Piolhinho 2500 0,01 480,77 MW/km²Cachoeira Grande Outorga MG MG Cocais Pequeno 10000 0,03 333,33 MW/km²Cachoeira Alegre Outorga PE Sirinhaém 1600 0,01 133,33 MW/km²Maria Célia Mauad Notini Outorga MG MG Curral Recreio 1500 0,01 104,90 MW/km²Confluência Outorga PR PR Marrecas 20000 0,24 83,33 MW/km²Aiuruoca Outorga MG Aiuruoca 16000 0,25 64,00 MW/km²Ilha das Flores Outorga PE Sirinhaém 4000 0,07 59,70 MW/km²Autódromo Outorga RS RS Carreiro 24000 0,41 58,54 MW/km²Cortês III Outorga PE Sirinhaém 1900 0,03 55,72 MW/km²Cortês II Outorga PE Sirinhaém 4700 0,10 45,63 MW/km²Monjolo Outorga MG MG Do Peixe 15000 0,33 45,45 MW/km²Pirapetinga Outorga MG MG das Mortes 30000 0,68 44,12 MW/km²Paraitinga Outorga SP SP Paraitinga 7000 0,20 35,00 MW/km²Cristina Outorga MG Lambari 3500 0,11 31,82 MW/km²Ibituruna Outorga MG MG das Mortes 30000 1,06 28,30 MW/km²Bandeirante Outorga SC das Flores 3000 0,12 24,79 MW/km²Tambaú Outorga RS RS Guarita 8806 0,42 20,97 MW/km²Prata Outorga SC das Flores 3000 0,16 19,35 MW/km²Carrapatos Outorga SP Pardo 21600 1,24 17,42 MW/km²Toca do Tigre Outorga RS RS Turvo 12000 0,78 15,38 MW/km²Paracambi Outorga RJ Ribeirão das Lajes 30000 2,98 10,07 MW/km²Fortuna II Outorga MG MG Corrente Grande 9000 0,96 9,38 MW/km²Sumidouro Outorga MG MG Santo Antônio 13000 1,41 9,22 MW/km²Caju Outorga RJ RJ Grande 10000 1,13 8,85 MW/km²Belmonte Outorga SC SC das Flores 3600 0,42 8,57 MW/km²Cachoeira da Prata Outorga PE Sirinhaém 1050 0,13 8,14 MW/km²Tuneco Alta Outorga MG MG Jacaré 9000 1,14 7,89 MW/km²Cachoeira Grande Outorga MG MG Suaçui Grande 20000 2,60 7,69 MW/km²Coqueiral Outorga SC Engano 3188 0,44 7,25 MW/km²Cachoeira Formosa Outorga RO Candeias 12300 2,13 5,77 MW/km²Cachoeira da Onça Outorga PE Sirinhaém 3470 0,62 5,62 MW/km²Santa Cruz Outorga MG MG Suaçui Grande 14000 2,70 5,19 MW/km²Foz do Curucaca Outorga PR PR Chopim 29500 6,43 4,59 MW/km²Mata Velha Outorga MG MG Preto 24000 5,68 4,23 MW/km²Rancho Grande Outorga PR PR Chopim 17700 4,54 3,90 MW/km²Indaiazinho Grande Outorga MS Indaiá Grande 11859 5,62 2,11 MW/km²Indaiá Grande Outorga MS Indaiá Grande 18306 9,35 1,96 MW/km²Machadinho I Outorga RO Machadinho 10500 12,70 0,83 MW/km²Santa Rosa Construção SC Braço do Norte 6500 0,06 101,56 MW/km²Ouro Construção RS Arroio Marmeleiro 12000 0,12 100,00 MW/km²Capivari Construção SC SC Capivari 12000 0,16 75,00 MW/km²Angelina (Ex-Portobello - Corredeir Construção SC SC Garcia 26270 0,40 65,68 MW/km²Da Fazenda Construção MT MT Apiacás 19500 0,30 65,00 MW/km²Sítio Grande Construção BA Fêmeas 25000 0,55 45,45 MW/km²Moinho Construção RS RS Bernardo José 13700 0,32 43,22 MW/km²Barra da Paciência Construção MG MG Corrente Grande 22000 0,52 42,31 MW/km²São Tadeu I Construção MT Córrego Arica-Mirim 18000 0,46 39,13 MW/km²Rio Fortuna Construção SC Braço do Norte 6850 0,21 32,62 MW/km²São Maurício Construção SC Braço do Norte 2500 0,10 25,00 MW/km²Rodeio Bonito Construção SC SC Irani 14000 0,71 19,72 MW/km²Corrente Grande Construção MG MG Corrente Grande 14000 0,95 14,74 MW/km²Areia Branca Construção MG MG Manhuaçu 19800 1,36 14,56 MW/km²Piedade Construção MG Piedade 16000 1,50 10,67 MW/km²Apertadinho Construção RO Comemoração 30000 2,87 10,45 MW/km²Paiol Construção MG MG Suaçi Grande 28000 2,93 9,56 MW/km²Areia Construção TO TO Palmeiras 11400 2,38 4,79 MW/km²ARS Construção MT Van Den Steinen 6660 1,64 4,06 MW/km²Figueirópolis Construção MT MT Jauru 19410 7,44 2,61 MW/km²Ângelo Cassol Construção RO Branco 3600 2,65 1,36 MW/km²Antas I (Pedro Affonso Junqueira) Operação MG Ribeirão das Antas 8780 0,01 878,00 MW/km²Jucu Operação ES Jucu 4840 0,01 484,00 MW/km²São Sebastião Operação MG SP Canoas 12000 0,03 400,00 MW/km²Salto Donner I Operação SC Benedito 1907 0,01 275,18 MW/km²Viçosa (Bicame) Operação ES Castelo 4500 0,02 225,00 MW/km²Engº José Gelásio da Rocha Operação MT MT Ribeirão Ponte de Pedra 24435 0,13 187,96 MW/km²Coronel Domiciano Operação MG Fumaça 5040 0,03 168,00 MW/km²Salto Mauá Operação PR Tibagi 23859 0,16 149,12 MW/km²Marmelos Operação MG Paraibuna 4000 0,03 133,33 MW/km²São João Operação ES ES Castelo 25000 0,21 119,05 MW/km²Presidente Goulart Operação BA Correntina 8000 0,07 114,29 MW/km²Salto Grande Operação SP Atibaia 4550 0,04 113,75 MW/km²Indiavaí Operação MT MT Jauru 28000 0,27 103,70 MW/km²Salto Curuá Operação PA Curuá 30000 0,30 100,00 MW/km²Mafrás Operação SC Itajaí do Norte 4000 0,04 100,00 MW/km²Pinhal Operação SP Mogi-Guaçu 6800 0,07 97,14 MW/km²Cachoeira Operação PR Pequeno 1840 0,02 92,00 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Pery Operação SC Canoas 4400 0,05 88,00 MW/km²Rio Palmeiras I Operação SC SC Palmeiras 1500 0,02 78,95 MW/km²Ormeo Junqueira Botelho (Ex-Cach Operação MG Glória 22700 0,29 78,28 MW/km²Santa Rosa Operação RS Santa Rosa 1528 0,02 76,40 MW/km²Herval Operação RS Cadeia 1520 0,02 76,00 MW/km²Rio Palmeiras II Operação SC Palmeiras 1380 0,02 72,63 MW/km²Celso Ramos Operação SC Chapecozinho 5400 0,08 67,50 MW/km²Júlio de Mesquita Filho (Foz do Ch Operação PR Chopim 29072 0,45 64,60 MW/km²Bruno Heidrich Neto (Ex-Cachoeira Operação SC Rauen 2540 0,04 63,50 MW/km²Buriti Operação MS MS Sucuriú 30000 0,52 57,69 MW/km²São Bernardo Operação RS RS Bernardo José 15000 0,26 57,69 MW/km²Costa Rica Operação MS Sucuriú 16000 0,31 51,61 MW/km²Pedrinho I Operação PR Bonito ou Pedrinho 16200 0,32 50,63 MW/km²Furquim Operação MG Ribeirão do Carmo 6000 0,12 50,00 MW/km²Vitorino Operação PR Vitorino 5280 0,11 48,00 MW/km²Caju Operação SC Xanxerê 3200 0,07 45,71 MW/km²Areal Operação MG Bananal 4440 0,10 44,40 MW/km²Neblina Operação MG Manhuaçu 6468 0,15 43,12 MW/km²Cotiporã Operação RS RS Carreiro 19500 0,47 41,92 MW/km²Ivo Silveira Operação SC Lajeado Santa Cruz 2500 0,06 41,67 MW/km²Santa Fé Operação ES Itapemirim 29000 0,72 40,28 MW/km²Jararaca Operação RS RS Prata 28000 0,72 38,89 MW/km²Barra Escondida Operação SC Saudades 2250 0,06 37,50 MW/km²Forquilha Operação RS Forquilha ou Inhanduva 1118 0,03 37,27 MW/km²Ijuizinho Operação RS Ijuizinho 1118 0,03 37,27 MW/km²Passo do Inferno Operação RS Santa Cruz 1490 0,04 37,25 MW/km²Túlio Cordeiro de Mello (Ex-Granad Operação MG Matipó 15800 0,44 35,91 MW/km²Pesqueiro Operação PR Jaguariaíva 10960 0,33 33,21 MW/km²Sinceridade Operação MG MG Manhuaçu 1416 0,05 28,32 MW/km²Colorado Operação RS RS Tapera 1120 0,04 28,00 MW/km²Padre Carlos (Ex- PCH Rolador) Operação MG das Antas 7800 0,28 27,86 MW/km²Monte Alto Operação MG São João 7360 0,27 27,26 MW/km²Gavião Peixoto Operação SP Jacaré-Guaçú 4800 0,18 26,67 MW/km²Braço Norte Operação MT Braço do Norte 5300 0,20 26,50 MW/km²Salto Natal Operação PR Ribeirão Mourão 16000 0,61 26,23 MW/km²Ivan Botelho II (Ex-Palestina) Operação MG Pomba 12400 0,51 24,31 MW/km²Salto Operação MT MT Jauru 19000 0,79 24,05 MW/km²Ervália Operação MG MG dos Bagres 6970 0,31 22,48 MW/km²Ituerê Operação MG Pomba 4040 0,18 22,44 MW/km²Alto Irani Operação SC SC Irani 21000 0,98 21,43 MW/km²Paraíso I Operação MS Paraíso 21000 1,00 21,00 MW/km²Linha Emília Operação RS RS Carreiro 19500 0,93 20,97 MW/km²Dourados Operação SP Sapucaí Mirim 10800 0,54 20,00 MW/km²Apucaraninha Operação PR Apucaraninha 10000 0,50 20,00 MW/km²Esmeril Operação SP Ribeirão Esmeril 5040 0,28 18,00 MW/km²Ivan Botelho III (Ex-Triunfo) Operação MG Pomba 24400 1,39 17,55 MW/km²Ferradura Operação RS RS Guarita 9200 0,53 17,36 MW/km²Da Ilha Operação RS RS Prata 26000 1,57 16,56 MW/km²Garganta da Jararaca Operação MT do Sangue 29300 1,77 16,55 MW/km²Baruíto Operação MT do Sangue 18000 1,10 16,36 MW/km²Mello Operação MG Santana 10685 0,69 15,49 MW/km²Salto Forqueta Operação RS RS Forqueta 6080 0,41 14,83 MW/km²Lençóis Operação SP Lençóis 1680 0,12 14,00 MW/km²Lageado Operação TO Lageado Grande 1800 0,13 13,85 MW/km²Ivan Botelho I (Ex-Ponte) Operação MG MG Pomba 24300 1,78 13,65 MW/km²Furnas do Segredo Operação RS Jaguari 9800 0,72 13,61 MW/km²Senador Jonas Pinheiro (Caeté) Operação MT Ribeirão Caeté 5940 0,47 12,64 MW/km²São Pedro Operação SP Tietê 2160 0,17 12,41 MW/km²Passo do Meio Operação RS RS das Antas 30000 2,48 12,10 MW/km²Boa Vista I Operação PR Marrecas 1192 0,10 11,92 MW/km²Garcia Operação SC Garcia 8600 0,74 11,62 MW/km²Piraí Operação SC Piraí 1350 0,12 11,25 MW/km²Mosquitão Operação GO GO Caiapó 30000 2,80 10,71 MW/km²Tronqueiras Operação MG Tronqueiras 8500 0,80 10,63 MW/km²Pandeiros Operação MG Pandeiros 4200 0,40 10,50 MW/km²Buricá Operação RS RS Buricá 1400 0,14 10,00 MW/km²Itaipava Operação SP Pardo 3880 0,40 9,70 MW/km²São Joaquim Operação SP Sapucaí-Mirim 8050 0,84 9,58 MW/km²São Domingos II Operação GO São Domingos 24300 2,92 8,32 MW/km²Nova Maurício Operação MG Novo 29232 3,71 7,88 MW/km²Barulho Operação MG Ribeirão do Barulho 1320 0,17 7,76 MW/km²Salto Rio Branco Operação PR PR dos Patos 2400 0,32 7,50 MW/km²Santana Operação SP Jacaré-Guaçu 4320 0,60 7,20 MW/km²Poxoréo (José Fragelli) Operação MT Poxoréo 1200 0,18 6,67 MW/km²Coronel Araújo Operação SC Chapecó 5800 0,87 6,67 MW/km²Primavera Operação RO RO Pimenta Bueno ou Apedia 18200 3,00 6,07 MW/km²Cachoeira dos Prazeres Operação MG Ribeirão Prazeres 3830 0,72 5,32 MW/km²San Juan Operação SP Sorocaba 3600 0,70 5,14 MW/km²Graça Brennand (Ex.Terra Santa) Operação MT MT Juba 27400 5,34 5,13 MW/km²Santa Luzia D'Oeste Operação RO Colorado 3000 0,60 5,00 MW/km²Fumaça Operação MG Gualaxo do Sul 10000 2,11 4,74 MW/km²Faxinal dos Guedes Operação SC SC Chapecozinho 4000 0,85 4,71 MW/km²Salto Santo Antônio Operação SC Chapecó 1736 0,37 4,69 MW/km²
Nome Estágio UF1 UF2 RioPotência
Instalada (kW)Área Inundada
(km²)
Índice de Eficiência
Energética (IEE)
Dados Gerais das PCHs no País
Braço Norte IV Operação MT MT Braço do Norte 14000 3,00 4,67 MW/km²Culuene Operação MT MT Culuene 1790 0,39 4,59 MW/km²São Domingos (torixoréo) Operação MT São Domingos 2400 0,53 4,53 MW/km²Rede Elétrica Piquete - Itajubá - RE Operação MG de Bicas 3340 0,80 4,18 MW/km²Santa Laura Operação SC SC Chapecozinho 15000 3,60 4,17 MW/km²Linha 3 Leste Operação RS Ijuí 13500 3,28 4,12 MW/km²Salesópolis Operação SP Tietê 2000 0,50 4,00 MW/km²Caçador Operação RS RS Carreiro 22500 5,96 3,78 MW/km²Ludesa Operação SC SC Chapecó 30000 8,17 3,67 MW/km²Sumidouro Operação MG Ribeirão Sacramento 2120 0,60 3,53 MW/km²Salto Buriti Operação PA Curuá 10000 2,90 3,45 MW/km²Canoa Quebrada Operação MT MT Verde 28000 8,67 3,23 MW/km²Rio Tigre Operação SC Rio Tigre 2080 0,67 3,10 MW/km²Poço Fundo Operação MG Machado 9160 3,20 2,86 MW/km²Paraúna Operação MG Paraúna 4280 1,50 2,85 MW/km²Primavera Operação MT MT das Mortes ou Manso 8120 2,90 2,80 MW/km²Quatiara Operação SP do Peixe 2600 0,93 2,80 MW/km²Contestado Operação SC Chapecó 5600 2,20 2,55 MW/km²Cedros (Rio dos Cedros) Operação SC Dos Cedros 7400 2,94 2,52 MW/km²São Luiz Operação SC Irani 1800 0,74 2,43 MW/km²Alto Sucuriú Operação MS MS Sucuriú 29000 13,00 2,23 MW/km²Porto das Pedras Operação MS MS Sucuriú 28030 12,84 2,18 MW/km²Salto da Barra Operação SP Apiaí-Guaçu 2000 0,98 2,04 MW/km²Caboclo Operação MG Maynart 4160 2,14 1,94 MW/km²Derivação do Rio Jordão Operação PR Jordão 6500 3,70 1,76 MW/km²Jurupará Operação SP SP Do Peixe 7200 4,30 1,67 MW/km²Coronel Américo Teixeira Operação MG Ribeirão Riachinho 5600 3,36 1,67 MW/km²Santa Maria Operação SP Apiaí-Guaçu 3000 1,82 1,65 MW/km²Braço Norte II Operação MT Braço do Norte 9600 5,99 1,60 MW/km²Peti Operação MG Ribeirão Santa Bárbara 9400 6,00 1,57 MW/km²Capão Preto Operação SP Quilombo ou Negro 4300 2,80 1,54 MW/km²Xicão Operação MG Ribeirão Santa Cruz 1808 1,20 1,51 MW/km²Jorda Flor Operação SP Turvo 1550 1,20 1,29 MW/km²Corredeira do Capote Operação SP Apiaí-Guaçu 1723 1,34 1,29 MW/km²Braço Norte III Operação MT MT Braço do Norte 14160 11,80 1,20 MW/km²Castaman I (Enganado) Operação RO Enganado 1500 1,25 1,20 MW/km²Santa Marta Operação MG MG Ribeirão Ticororó 1000 0,94 1,06 MW/km²Rio Novo Operação SP Novo 1280 1,22 1,05 MW/km²Oriental Operação AL Inhumas 1250 1,25 1,00 MW/km²Fundão I Operação PR PR Jordão 2475 2,50 0,99 MW/km²Pitangui (Cachoeira Bento Lopes) Operação MG Pará 1400 1,50 0,93 MW/km²Guarita Operação RS Guarita 1760 1,90 0,93 MW/km²Salto do Leão Operação SC SC Leão 1344 1,50 0,90 MW/km²Juína Operação MT Aripuanã 2650 3,08 0,86 MW/km²Ribeirão do Pinhal Operação SP Ribeirão Pinhal 1200 1,52 0,79 MW/km²Chopim I Operação PR Chopim 1980 2,90 0,68 MW/km²Mourão I Operação PR Ribeirão Mourão 8200 12,25 0,67 MW/km²Mogi-Guaçu Operação SP Mogi-Guaçu 7200 10,95 0,66 MW/km²Flor do Mato Operação SC do Mato 4800 7,85 0,61 MW/km²Batista Operação SP Turvo 2704 4,50 0,60 MW/km²Rio dos Patos Operação PR dos Patos 1720 2,90 0,59 MW/km²Capigui Operação RS Capigui 4470 7,60 0,59 MW/km²Rochedo Operação GO Meia Ponte 4000 6,83 0,59 MW/km²Pari Operação SP Pari 1344 2,43 0,55 MW/km²Cavernoso Operação PR Cavernoso 1300 2,90 0,45 MW/km²Caveiras Operação SC Caveiras 4290 10,40 0,41 MW/km²São Jorge Operação PR Pitangui 2300 7,20 0,32 MW/km²Cajurú Operação MG Pará 7200 27,00 0,27 MW/km²Santa Clara I Operação PR PR Jordão 3600 24,34 0,15 MW/km²Ernestina Operação RS Jacuí 4960 40,00 0,12 MW/km²Machado Mineiro Operação MG MG Pardo 1720 21,30 0,08 MW/km²Curemas Operação PB Piancó 3520 97,94 0,04 MW/km²