14 SME PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

ENERgIASoLAR

PEQUENASCENTRAISHIDRELÉTRICAS

14

362 PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS

CoNCEITo DE PCH

Inicialmente a Resolução n° 394 de 04/12/1998 da ANEEL carac-terizava como PCH toda a usina hidrelétrica de pequeno porte cuja capacidade instalada fosse superior a 1 MW e inferior a 30 MW, com área de reservatório inferior a 3 km².

Por meio da Lei n° 13.097/2015, que, entre outros assuntos, alterou a legislação do setor elétrico, foram feitas mudanças na regulação das autorizações para as PCHs. A principal alteração foi aumentar a capa-cidade mínima dos projetos desses empreendimentos de 1 MW para 3 MW. De acordo com a nova legislação, o aproveitamento de poten-cial hidráulico destinado à produção independente ou autoprodução de energia, mantidas as características de PCH, passou a ser de potên-cia superior a 3MW e igual ou inferior a 30 MW. Quando o empreendi-mento for destinado para produção independente ou autoprodução de energia, mas não tiver a característica de PCH, os limites são: potên-cia superior a 3 MW e igual ou inferior a 50 MW.

Uma PCH típica normalmente opera a fio d’água, isto é, o reser-vatório não permite a regularização do fluxo d’água. Com isso, em ocasiões de estiagem, a vazão disponível pode ser menor que a ca-pacidade das turbinas, causando ociosidade. Em outras situações, as vazões são maiores que a capacidade de engolimento das máquinas, permitindo a passagem da água pelo vertedouro (figura a seguir).

Por esse motivo, o custo da energia elétrica produzida pelas PCHs é maior que o de uma usina hidrelétrica de grande porte (UHE), onde o reservatório pode ser operado de forma a diminuir a ociosidade ou os desperdícios de água.

As PCHs são instalações que resultam em menores impactos am-bientais e se prestam à geração descentralizada. Comparando com as UHEs, as PCHs têm vantagens e desvantagens. Por serem menores, são mais baratas de construir, causam um dano ambiental menor e podem ser construídas em rios com menor vazão.

Apesar de as PCHs típicas normalmente operarem a fio d’água, esse tipo de fonte geradora pode ter estrutura de reservatório do tipo fio d’água ou de acumulação e ser classificada pela capacidade de regularização do reservatório, segundo os conceitos definidos no

manual de Diretrizes para Estudos e Projetos de PCHs, publicado pela Eletrobras no ano 2000.

A figura a seguir mostra que, para implantação da PCH, parte do curso do rio foi desviada e a vazão reduzida em parte no curso princi-pal, sendo que a vazão normal é retomada após a casa de força.

As usinas a fio d’água são utilizadas quando as vazões de estiagem do rio são iguais ou maiores que a descarga necessária à potência a ser instalada para atender à demanda máxima prevista. Nesse caso, despreza-se o volume do reservatório criado pela barragem. Esse tipo de PCH apresenta, entre outras simplificações, a dispensa de estudos de regularizações das vazões e facilidades na elaboração do projeto (figura a seguir).

Fonte: Banco de Imagens do Setor Energético

Reservatório

Transformador

Gerador

turbina

Água sob pressão

Vertedouro

Linha de transmissão

GeradorEixoRotor

Paleta

Pás da turbina

Fluxo deágua

Estator

Turbina

363PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS


As PCHs de acumulação, com regularização mensal do reservató-rio, pressupõem uma regularização mensal das vazões médias diárias, promovida pelo reservatório. A figura a seguir apresenta o esquema de funcionamento de uma central hidrelétrica.

As PCHs de acumulação são empregadas quando as vazões de es-tiagem dos rios são inferiores à necessária ou quando se faz necessá-rio o controle das vazões de cheia a fim de se evitar as inundações e para contenção da água.

Estudos de dimensionamento econômico-energético de uma PCH são desenvolvidos durante a fase de projeto básico, quando são ava-liadas sua factibilidade e atratividade para os possíveis investidores desse tipo de empreendimento, contemplando, inclusive, uma avalia-ção expedita de sua viabilidade, de acordo com a legislação vigente.

Na fase que antecede o projeto e a viabilidade, para implantação de PCHs, encontram-se os estudos de inventário hidrelétrico da bacia e das sub-bacias hidrográficas onde serão implantadas as PCHs, cujo objetivo principal é avaliar o potencial energético e a economicidade, a fim de fornecer subsídios à tomada de decisão de possíveis inves-tidores. Para trechos de rio ou sub-bacias que apresentem apenas possibilidades de aproveitamento de seus potenciais hidroenergéti-cos por meio de PCHs, os estudos de inventário poderão ser feitos de forma amplificada, segundo a Resolução ANEEL n° 393, de 04/12/98.

A partir do inventário, define-se o dimensionamento econômi-co-energético da PCH, cujos resultados são apresentados à ANEEL quando do pedido de registro dos estudos para projeto básico da PCH. Só então são definidos a melhor alternativa de localização do eixo da barragem, o dimensionamento energético e o arranjo físico, objetivando a otimização do aproveitamento energético (compro-vação da viabilidade técnico-econômica e ambiental do empreendi-mento).

Os empreendimentos hidrelétricos podem ser divididos em dois grupos: os que operam integrados ao SIN e os que atendem a um mercado isolado. Quando os empreendimentos hidrelétricos ope-ram de forma interligada, deve ser seguida, para o dimensionamento e a avaliação da viabilidade técnica-econômica, a metodologia defini-da na publicação Instruções para Estudos de Viabilidade de Aprovei-tamentos Hidrelétricos, da Eletrobras/DNAEE (abril de 1997).

Cabe esclarecer que as usinas integradas ao SIN, a critério do ONS, estão sujeitas às suas regras de operação, ou seja, o despacho dessas usinas é centralizado com operação otimizada. Em contrapartida, o ONS garante, ao empreendedor do projeto, uma energia assegurada durante todo o seu período de concessão, energia essa definida por ocasião do edital de licitação da outorga da concessão.

Usinas de potência menor ou igual a 30 MW, como as PCHs, são consideradas usinas não integradas, mesmo que estejam eletrica-

uSina a Fio d’ÁGua

NESSE MODELO O CURSO DO RIO É PRESERVADO

e = f (Q.H)NAmaxOp.

NAminOp.

Duto Turbina

Rio

Reservatório

Linhas de Transmissão

Locallização doeixo do barramento

Casa de Força

Vertedouro

DepMaxHB

Qt

Vu


mente conectadas ao SIN. Essas usinas, portanto, não estão sujeitas às regras de operação do ONS.

A menos que o empreendedor faça um acordo operativo com o distribuidor/comercializador local, não fica assegurada ao empreen-dedor nenhuma geração complementar à efetivamente gerada no empreendimento, ou seja, em períodos hidrologicamente desfavorá-veis, essas usinas não teriam a possibilidade de usufruir do benefício da interligação elétrica com o SIN. Em outras palavras, a operação oti-mizada do SIN garante teoricamente um maior aproveitamento do potencial hidrelétrico local, pois existem diversidades hidrológicas entre as diversas bacias hidrográficas que compõem o SIN.

Nesse caso, o dimensionamento ótimo do aproveitamento deve ter por base os benefícios incrementais de energia firme de correntes da sua entrada em operação, sendo esses benefícios de energia firme calculados para o período crítico do SIN.

Portanto, usinas não integradas, porém interligadas, poderão ser dimensionadas como se fossem usinas eletricamente isoladas “ótimo isolado”, a menos que o empreendedor consiga negociar um acordo operativo com o distribuidor/comercializador local para, de alguma forma, beneficiar-se da operação otimizada, o que lhe garantiria o suprimento adicional ao efetivamente gerado em situações hidrolo-gicamente desfavoráveis no local do empreendimento ou, de outra forma, admitir que a diferença entre a energia firme da usina, calcula-da como se fosse uma usina integrada, e o efetivamente gerado seria contratado no mercado SPOT a preços a serem cenarizados nos estu-dos econômico-energéticos.

PCHS No CENáRIo INTERNACIoNAL

A energia elétrica no mundo é produzida prevalentemente por fontes fósseis, as maiores produtoras de gases de efeito estufa. Por isso, há grande preocupação mundial com a substituição de geração de origem fóssil por fontes renováveis.

Entre as fontes de energia renováveis, destacam-se as PCHs, que são, de modo geral, projetos de menor volume de investimentos, de simples concepção e operação, menor prazo de conclusão, cus-

to de transmissão reduzido, maior facilidade de integração com locais isolados e maior facilidade na liberação de licenças ambien-tais. Além de serem subsidiadas e de possuírem tarifas diferencia-das, o que compensa o valor mais alto do MWh quando compara-do às grandes usinas hidrelétricas e outras fontes de geração de energia (figura a seguir).

Como possuem características de uma usina hidrelétrica de pe-queno porte, geralmente do tipo fio d’água, ou seja, sem grande ca-pacidade de acumulação e que aproveitam as quedas já existentes dos rios, há uma redução dos impactos ambientais.

No âmbito mundial, as usinas hidrelétricas são classificadas segun-do seu tamanho como pequenas hidrelétricas e grandes hidrelétricas, com base na capacidade instalada medida em MW como critério de definição. No entanto, não há um consenso mundial sobre definições a respeito de categorias de tamanho (IPCC, 2011 apud Egre e Mi-lewski, 2002). A tabela a seguir lista algumas das diferentes definições de PCH com base na capacidade máxima instalada.

País Capacidade Instalada

Brasil ≤= 30 MW

Canadá ≤= 50 MW

China ≤= 50 MW

União Europeia ≤=20 MW

Índia ≤= 25 MW

Noruega ≤= 10 MW

Suécia ≤= 1,5 MW

Estados Unidos ≤= 70 MW

Fonte: IPCC, 2011, Different states have different definitions of small hydropower.

As PCHs contribuem com cerca de 40 TWh por ano para a deman-da elétrica da Europa, embora haja potencial para se acrescentarem outros 50 TWh anuais.

ATUAção DAS PCHS Em ALgUNS PAíSES

O desenvolvimento do potencial hidrelétrico de um país pode ser relacionado com seu desenvolvimento econômico. Na nota técnica sobre a caracterização técnico-econômica da geração hidráulica (EPE, 2006), fica evidenciado que, de uma forma geral, países economicamente desenvolvidos apresentam uma taxa de aproveitamento de seu potencial hidráulico bastante superior à taxa dos países em desenvolvimento. O caso da França é emble-mático: 100% de seu potencial tecnicamente aproveitável já estão desenvolvidos. EUA, Noruega, Japão e Alemanha já desenvolve-ram, pelo menos, 60% de seu potencial. Em contraste, o Congo, na África, que possui o quinto maior potencial do mundo, desenvol-veu apenas 1% de seu recurso.

No Brasil, considerando as usinas em operação e aquelas em cons-trução ou cuja decisão de construir está tomada (concessão outorga-da), já foram aproveitados pouco mais de 30% do potencial. Mas o País mantém-se como detentor do terceiro maior potencial no mun-do, perdendo para a China e a Rússia. Tomados em conjunto, esses dois países mais o Brasil detêm mais de um terço do potencial tecni-camente aproveitável do mundo (gráfico a seguir).


PoTENCIAL HIDRELÉTRICo APRoVEITADo Em PAíSES SELECIoNADoS

% do potencial tecnicamente aproveitável

Congo

Indonésia

Peru

Rússia

China

Colômbia

Índia

Brasil

Canadá

Itália

Suíça

EUA

Noruega

Japão

Alemanha

França

0 20 40 60 80 100

1

4

6

11

16

18

18

37

45

55

60

61

64

83

100

4,526.6

em construção ou licitada


CHINA

Na China, as PCHs já desempenham um papel importante no desenvolvimento da economia de algumas áreas rurais remotas. A eletrificação rural na China está baseada em energia hidrelétrica em pequena escala, onde existem mais de 45.000 PCHs, que tota-lizam 55 GW e produzem 160 TWh por ano. Muitas dessas usinas são usadas em redes centralizadas de eletricidade e constituem um terço da capacidade total de energia hidrelétrica da China, fornecendo serviços para mais de 300 milhões de pessoas (IPCC, 2012 apud Liu & Hu, 2010).

EUA

O apoio do governo para as energias renováveis incluem progra-mas de subvenção, créditos fiscais para produção e investimentos. Além disso, o país introduziu um programa especial, o Renewable Portfolio Standards (RPS), que obriga empresas de geração e forne-cimento elétrico a ter uma fração específica de sua energia vinda de fontes renováveis. Embora não haja uma legislação federal em vigor sobre o assunto, atualmente 29 estados americanos já adotam o pro-grama (Environmental Rules for Hydropower in State Renewable Por-tfolio Standards).

ALEmANHA

A Alemanha possui cerca de 50.000 represas ou açudes, mas ape-nas 7.000 deles estão equipados com usinas hidrelétricas, o que signi-fica que a grande maioria não está sendo aproveitada.

Atualmente, há um debate na Alemanha sobre a direção que a Energiewende, ou transição energética, deveria tomar. De fato, o setor de energias renováveis está se expandindo rapidamente. Mas uma coisa é certa: a transição rumo a energias mais verdes não será bem-sucedida sem o eficiente armazenamento de energia.

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

TWh/

ano

China Rússia Brasil Canadá Congo Índia EUA Indonésia Peru Colômbia

1.920

1.670

1.488

260 200

402529

660774

951

59%Mundo: 15.000 TWh/ano

paíSeS SelecionadoS(8.854 twh/ano)

demaiS paíSeS(6.146 twh/ano)

Fonte: Plano Nacional de Energia2030 - EPE

Além disso, recentemente realizou um estudo com a Escola Técnica Superior de Aachen, a Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule (RWTH), demonstrando que um maior número de usinas hidrelétri-cas reversíveis poderia ser colocado em operação na Alemanha como uma substituição economicamente viável a um grande número de usinas convencionais de eletricidade usadas como reserva. A capaci-dade dessas usinas reversíveis adicionais poderia ser aproveitada para absorver uma quantidade ainda maior de energia eólica e solar que, do contrário, seria perdida.

Seja uma turbina-bomba reversível ou uma combinação de turbi-na e bomba, essas máquinas se provaram extremamente duradouras. Em muitos casos, funcionaram de forma confiável por várias décadas.

A Alemanha é um exemplo de país que utiliza o seu banco de de-senvolvimento para financiar obras de energias renováveis: o KFW, que é o banco alemão que mais realiza empréstimos no setor de energias renováveis, tendo aplicado, somente em 2008, 19,8 bilhões de euros dentro e fora do país. O programa do KFW concede emprés-timos com taxas de juros de 1% a 2% abaixo do valor de mercado, a serem pagos em prazos de 10 a 20 anos, voltados à geração de ele-tricidade proveniente de fontes solar fotovoltaica, biomassa, biogás, energia eólica, hidrelétrica e geotérmica e à eletricidade e ao calor provenientes de fontes renováveis geradas por meio de cogeração.

PRoDUção DE ENERgIA HIDRELÉTRICA NoS PRINCIPAIS PAíSES (Twh/ano)


áUSTRIA

Cerca de 60% da eletricidade da Áustria é produzida em usinas hi-drelétricas e outros 37% provêm da queima de combustíveis fósseis. Os 3% restantes são gerados por fontes renováveis, tais como eólica, solar e biomassa.

mEDIção DE CoRRENTES mARINHA E FLUVIAL

Os serviços de medição de correntes (perfilador de correntes acús-tico Doppler) são utilizados em estudos de travessias e rios para deter-minação de velocidade de corrente de rios, mares, lagos, etc.

A técnica Doppler é um método que permite perfilar o fundo de um rio e, simultaneamente, determinar a velocidade do fluxo nesse perfil. Para isso, o instrumento registra acusticamente (siste-ma Doppler) a velocidade bruta (velocidade do fluxo + velocidade da embarcação), calcula a velocidade da embarcação em relação ao fundo e, por consequência, avalia a velocidade do fluxo (cor-rente) (figura abaixo).

Fonte

: Ban

co de

Imag

ens d

o Seto

r Ene

rgétic

o

A energia das ondas é uma fonte de ener-gia renovável que resulta da transformação da energia contida nas ondas marítimas em ener-gia elétrica. Esse tipo de tecnologia, embora não se encontre disponível de forma comercial, tem sido desenvolvida desde os anos 1970 em um conjunto de países com potencial para ex-plorar esse tipo de energia, que incluem o Rei-no Unido, Portugal, Noruega e Japão.

Ao contrário do que acontece na energia eó-lica, existe uma grande variedade de tecnolo-gias em desenvolvimento para a produção de energia das ondas, que resulta das diferentes formas pelas quais a energia pode ser captu-rada e também das diferentes profundidades e características geológicas das localizações escolhidas. Dessa forma, pode ser encontrada mais de uma centena de sistemas de energia das ondas em diversas fases de desenvolvi-mento (figura ao lado).


Estudos iniciais apontam que o litoral brasileiro, com cerca de 8.000 km de extensão, seria capaz de receber usinas de ondas que produ-ziriam em torno de 80.000 MW. Mas, antes de pensar na implantação desse tipo de usina, é preciso testar conceitos e comprovar tanto a viabilidade como a confiabilidade dos projetos.

Com relação ao potencial das correntes fluviais, as técnicas de con-versão de energia são parecidas, contudo, a maioria dos projetos está em nível experimental e, apesar da alta aplicabilidade, faltam incenti-vos para esse tipo de pesquisa. A figura a seguir mostra a tecnologia Lucidenergy para geração de energia elétrica em tubulações de abas-tecimento de água.

O sistema de adutora d’água gerando energia elétrica captura energia da água que corre pelos sistemas hidráulicos das cidades. A água gira turbinas, colocadas dentro dos encanamentos, que acio-nam os geradores. A energia pode ser utilizada instantaneamente ou armazenada em bancos de baterias. É uma forma de energia que não causa nenhum impacto ambiental. A energia gerada pode ser utiliza-da no próprio tratamento de água, barateando o custo final da água ao consumidor.

Apesar da energia gerada pelo sistema não ser suficiente para ali-

mentar uma cidade inteira, pode alimentar prédios públicos e parti-culares, residências, escolas, indústrias, etc. Ao contrário da energia solar ou eólica, o sistema pode gerar eletricidade em qualquer horário ou clima.

LEgISLAção AmbIENTAL DAS PCHS NA EURoPA

Do ponto de vista tecnológico, as PCHs são maduras e altamen-te desenvolvidas. Muitos pontos ainda precisam ser melhorados, como a necessidade de garantir uma melhor rota de passagem para os peixes.

Enquanto que usinas eólicas e solares vêm sendo incentivadas por subsídios governamentais, as PCHs vêm sendo deixadas para trás em alguns países, apesar das claras vantagens dessa tecnologia. Muitas unidades que se encontravam em operação vêm sendo desmonta-das, além disso, tornou-se muito difícil conseguir as licenças para no-vos projetos.

Na Europa, legislações como a Natura 2000 e a Water Framework Directive (Diretriz de Estrutura Hídrica) impactaram o setor de PCHs de forma significativa, pois não consideraram que o setor pode ser financeiramente sustentável desde que se estabeleçam regras justas de mercado. Os formuladores de políticas e legislação precisam ter em mente que a hidrogeração traz muito mais do que a simples pro-dução de eletricidade verde.

As PCHs são altamente eficientes na geração de energia, contri-buem para a estabilidade da rede e podem ser usadas para a irriga-ção e o controle de cheias, além de ter um ciclo de vida longo. Essa é uma questão central na perspectiva de um investidor, pois uma PCH pode operar por até 100 anos, provendo rendimentos contínuos por décadas.

O aproveitamento de novos potenciais com usinas de grande por-te é, muitas vezes, impossível por motivos econômicos ou ecológicos, o que torna as usinas menores ainda mais atraentes. As PCHs podem ser combinadas com geração eólica, pois as turbinas eólicas podem ser conectadas às PCHs reversíveis para permitir que o excedente de eletricidade eólica gerada possa ser aproveitado para o bombeamen-to ou, na falta de vento, para a geração de energia. As duas fontes combinadas, PCHs e eólicas, possibilitam realizar um melhor planeja-mento da produção de energia.

PCHS No CENáRIo NACIoNAL

O número de PCHs em operação no Brasil é de 476, o que repre-senta 4.824 MW instalados. Contudo, mais 2.311 MW devem entrar em operação nos próximos 5 anos, conforme informações dos leilões realizados e previstos para os dois próximos anos.

Estima-se que um cenário mais atraente de capacidade instalada seria possível se o preço teto para as PCHs fosse um pouco maior do que os atuais R$ 165,00/MWh. Apenas R$ 21,00 a mais do que esse li-mite já remunerariam todos os investimentos a serem feitos em PCHs no País.

Conforme a ANEEL, existem ainda mais 1.800 MW já inventariados de PCHs que poderiam, em 1 ano, ser transformados em projetos.


HIDRáULICA No bRASIL Em mw

4.824 mw427 mw

1.883 mw

EMPREENDIMENTO EM OPERAÇÃO

EMPREENDIMENTO EM CONSTRUÇÃO

EMPREENDIMENTO COM CONSTRUÇÃO NÃO INICIADA


Informações da Eletrobras apontam ainda a existência de mais 13.000 MW em PCHs, que poderiam já es-tar sendo inventariados nesse momento se a ANEEL não tivesse proibido a realização de novos inventários por meio do Despacho n° 483/2013, que, em 2010, foi justifi cado com a alegação de que estaria para entrar em vigor uma mudança na regulamentação atual.

A ANEEL é responsável por registrar, analisar e aprovar os estudos de inventário, de viabilidade e de pro-jetos básicos dos aproveitamentos hidrelétricos do País. Essas atividades estão fundamentadas no Decreto n° 4.970/2004, no Decreto n° 4.932/2003 e na Resolução Normativa ANEEL n° 116/2004. É a Superintendên-cia de Gestão e Estudos Hidroenergéticos (SGH) que exerce essas atribuições, de acordo com o Regimento Interno da ANEEL.


ETAPAS DE ImPLANTAção DE Um EmPREENDImENTo HIDRELÉTRICo

A figura a seguir mostra as etapas de implantação de um empreendimento hidrelétrico.

DESENVOLVEDOR

ANEEL ANEELANAOLA

ANEELANAOLA

ANEELANAOLA

MMEANEELEPE

EMPREENDEDOR EMPREENDEDOR

INVENTÁRIOAAI

EVTEEIA/RIMA

PROJETOBÁSICO OPERAÇÃOLEILÃO CONSTRUÇÃO

FaSe de eStudoS FaSe pré-operacional FaSe operacional

LP LI LORenovações da LO

* Ato autorizativoFonte: Banco de Imagens do Setor Energético

Escala de análise

indeterminado 2 anos

Estudosde viabilidade OperaçãoConstrução

ProjetoBásico

Leilão deconcessão

Estudosde inventário

Estudospreliminares

1 ano 6 meses 1 ano 4 anos > 50 anos

Estágio de implementação

Registro AA* Registro AA* Registro AA*

Regional (bacia hidrográfica) local (projeto)

licença prévia licença operaçãolicença instalaçãoRegistro ANEEL e AA

Aprovação ANEEL

Aprovação ANEEL Aprovação ANEEL Aprovação ANEELRegistro ANEEL

Prazo dos estudos

1 6

7

8

9

2

3

4

5

ETAPAS Do PLANEjAmENTo Do SEToR HIDRELÉTRICo

A figura a seguir mostra as etapas do planejamento do setor hidrelétrico.



mAPA DE LoCALIzAção DAS PRINCIPAIS PCHS No bRASIL

O gráfi co a seguir mostra o mapa de localização das PCHs no Brasil.

MG

MT

RS

SC

GO

RJ

PR

SP

ES

MS

TO

BA

RO

PA

RR

PE

CE

PB

AL

AM

AP

MA

Operação

Construção

Outorga

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 1.200

Total de PCHS em operação: 476


Depois de concluídos os estudos de inventário, a ANEEL concede registro para início dos estudos de viabilidade técnica e econômica. Paralelamente, ocorrem também os estudos socioambientais e o processo de licenciamento ambiental. Cabe ao empreendedor obter a licença prévia junto aos órgãos ambientais, IBAMA ou entidades es-taduais. Também é necessária a Declaração de Reserva de Disponibi-lidade Hídrica (DRDH), obtida junto aos órgãos gestores de recursos hídricos, Agência Nacional da Água (ANA) ou instituições estaduais. É do MME a competência para considerar o empreendimento apto a ser licitado e definir o tipo de leilão pelo qual será negociada a conces-são e também vendida a energia. Essas diretrizes constam de portaria ministerial.

A partir daí, cabe à ANEEL propor a minuta de edital de licitação, de acordo com as diretrizes definidas pelo MME, como a definição do dia do leilão, as formas de contratação da energia a ser ofertada e a data de entrada em operação das usinas a serem licitadas.

Toda essa fase é de competência da Superintendência de Conces-sões e Autorizações de Geração (SGC) e da Comissão Especial de Li-citação (CEL), criada para acompanhar todos os processos licitatórios nas áreas de geração e transmissão.

ETAPAS DE DESENVoLVImENTo DE PCHS

• Estudos de inventário: Estudos de engenharia para definição do potencial hidrelétrico de uma bacia hidrográfica, a partir da análise de divisão de quedas d’água e da definição prévia do aproveitamento ótimo desse potencial, ou seja, do número de aproveitamentos hidrelétricos que, no conjunto, propiciem o máximo de energia ao menor custo, com o mínimo de impactos sobre o meio ambiente e em conformidade com os cenários de utilização múltipla dos recursos hídricos.

• Projeto básico: Compreende a etapa em que há mais detalha-mento dos estudos iniciais. No caso das PCHs, o detalhamento parte dos estudos de inventário. Para outras UHEs, o ponto de partida são os estudos de viabilidade. Em ambos os casos, é ne-cessária a concessão da licença prévia. A empresa vencedora de leilão ou autorizada pelo poder concedente para implantar o empreendimento deverá solicitar ao órgão ambiental a licença de instalação para poder iniciar a construção e, posteriormente, a licença de operação para que a usina possa começar a gerar comercialmente.

• DRDH: Os aproveitamentos hidrelétricos, que demandam quantidades importantes de recursos hídricos e podem im-pactar, de forma significativa, a disponibilidade de água são analisados, outorgados e fiscalizados de forma diferenciada pela ANA.

Nos aproveitamentos hidrelétricos, dois bens públicos são objetos de concessão pelo poder público: o potencial de energia hidráulica e a água. Anterior à licitação da concessão ou da autorização do uso do potencial de energia hidráulica, a autoridade competente do setor elétrico deve obter a DRDH junto ao órgão gestor de recursos hídri-cos. Posteriormente, a DRDH é convertida em outorga em nome da entidade que receber da autoridade competente do setor elétrico a concessão ou autorização para uso do potencial de energia hidráu-lica, conforme disposições dos arts. 7° e 26°, da Lei n° 9.984, de 2000, art. 23° do Decreto n° 3.692, de 2000, e art. 9° da Resolução CNRH n° 37, de 2004. No caso de corpos de água de domínio da União, a ANA emite a DRDH e a converte em outorga conforme os procedimentos estabelecidos na Resolução da ANA n° 131/2003.

Em rios de domínio dos estados ou do Distrito Federal, o respec-tivo órgão gestor de recursos hídricos é o responsável pela emis-são da DRDH.

HISTóRICo DAS PCHS No bRASIL

A primeira microcentral hidrelétrica que se tem notícia foi construí-da na Irlanda do Norte, em 1883, para fornecer energia para um trem elétrico a partir de duas turbinas de 52 HP (1HP = 746 W).

No Brasil, em 1883, foi montado, em Diamantina um esquema para aproveitamento de energia hidrelétrica com 12 KW, dois geradores acionados por roda de água com um desnível de 5 m.

Desde então, a evolução diversificada do setor energético foi prodi-giosa e passou a influir em todos os setores da vida cotidiana. Dentro dessa diversidade, permaneceram, mais do que em nenhuma outra, as várias modalidades de centrais hidrelétricas.

As PCHs compõem 3,51% da matriz energética do País, uma im-portante parte da geração de energia no Brasil. Atualmente, o núme-ro de PCHs em operação é de 476. A figura a seguir mostra o potencial hidrelétrico – estados selecionados – 2013 – unidade MW.

Estado

Rem

anes

cent

e

Indi

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lizad

o

Tota

l Esti

mad

o

Inve

ntár

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ilida

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Tota

l In

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Tota

l Ger

al

Amazonas 6.226 6.709 12.935 7.046 0 7 0 250 7.303 20.238Bahia 0 324 324 1.608 3.038 361 0 6.859 11.865 12.190Goiás 2.564 36 2.600 3.582 368 189 0 6.002 10.140 12.640Minas Gerais 973 1.777 2.750 7.259 717 676 35 12.295 20.982 23.732Mato Grosso do Sul 113 903 1.017 792 0 677 0 3.628 5.097 6.114Mato Grosso 4.512 1.234 5.746 10.875 75 821 1.267 1.887 14.924 20.670Pará 2.379 3.713 6.092 21.342 930 700 12.330 8.500 43.802 49.894Paraná 1.213 271 1.484 3.821 1.954 876 0 15.991 22.641 24.126Rondônia 1.052 4.254 5.307 488 0 64 85 7.275 7.913 13.220Roraima 4.178 84 4.262 1.301 324 0 0 5 1.630 5.892Rio Grande do Sul 491 1.296 1.787 3.391 146 257 5 4.475 8.274 10.079Santa Catarina 254 222 477 1.918 281 433 24 4.031 6.687 7.163São Paulo 441 375 816 879 2.162 240 0 11.059 14.339 15.155Tocantins 157 0 157 2.029 2.304 6 0 2.314 6.653 6.809Total Brasil 25.992 22.253 48.244 69.733 16.735 4.570 14.185 91.392 196.616 245.760

Fonte: Banco de Imagens do setor Energético

PoTENCIAL HIDRELÉTRICo (mw)


O aumento da exploração do potencial de PCHs no Brasil aconte-ceu a partir do ano de 1997, quando foi extinto o monopólio do Esta-do no setor elétrico e centenas de empresas empenharam recursos na elaboração de estudos e projetos de geração de energia renovável.

O Brasil, tal como diversos países, implantou políticas públicas de apoio às fontes alternativas, entre as quais o desconto mínimo de 50% na TUST e na TUSD, um subsídio às fontes renováveis e o PROINFA.

Considerado o grande marco para a inserção de fontes renováveis no setor elétrico, o PROINFA, iniciado em 2002 com a aprovação da Lei n° 10.438/02, tinha como objetivo promover a contratação de proje-tos baseados em fontes classificadas como alternativas, como PCHs, eólicas e térmicas à biomassa, principalmente de bagaço de cana, por meio da fixação de metas para a participação dessas fontes no SIN.

De 1997 até hoje, mais de R$ 1 bilhão foram aplicados por investi-dores privados na elaboração e no licenciamento ambiental de cerca de 1.000 projetos de PCHs, totalizando mais de 9.000 MW em empre-endimentos protocolados na ANEEL.

PCHS No SEToR ELÉTRICo bRASILEIRo - ANo (2014)

PCHS/UHE de Itaipu Capacidade MW %

Em Operação 5.247 37,5

Aprovados pela ANEEL sem Financiamento 427 3,1

Paralisados na ANEEL 1.460 10,4

Disponível para Apresentação de Projetos 1.880 13,4

Total 9.014 64,4

Usina de Itaipu 14.000 100,0

Fonte: Dados da ANEEL

Somados os potenciais de PCHs existentes, ilustrados na tabela anterior, há um total considerável de potência de, pelo menos, 9.000 MW, o que significa uma quantidade de potência na faixa de 65%

da Usina Binacional de Itaipu. As PCHs, contudo, seriam uma Itaipu distribuída e de baixos impactos ambientais, devido à diversidade de usinas espalhadas pelo País.

Em termos de potência já instalada, as PCHs responderam por 5.247 MW em 2014.

EVoLUção DA CAPACIDADE INSTALADA PoR FoNTE DE gERAção (mw) No bRASIL, Em DESTAQUE oS VALoRES PARA PCH

FONTE 2011(d) 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Renováveis 97.317 101.057 107.230 111.118 116.553 122.616 128.214 134.151 139.172 144.889 152.952

Hidro (a) 77.329 78.959 81.517 83.184 87.576 92.352 97.337 101.223 103.476 106.499 111.723

Importação (b) 6.275 6.200 6.120 6.032 5.935 5.829 5.712 5.583 5.441 5.285 5.114

PCH 4.560 5.009 5.221 5.247 5.388 5.448 5.578 5.858 6.168 6.688 7.098

Biomassa 7.750 8.908 9.164 9.504 9.554 9.604 9.704 10.454 11.404 12.304 13.454

Eólica 1.403 1.981 5.208 7.151 8.100 9.383 9.883 11.033 12.683 14.113 15.563

Não Renováreis 19.181 20.766 23.395 27.351 27.351 28.756 28.756 28.756 28.756 28.756 29.456

Urânio 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 3.412 3.412 3.412 3.412 3.412 3.412

Gás Natural 10.209 10.350 11.362 12.055 12.055 12.055 12.402 12.402 12.402 12.402 13.102

Carvão 1.765 2.845 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205 3.205

Óleo Combustível 3.316 3.482 4.739 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002 8.002

Óleo Diesel 1.197 1.395 1.395 1.395 1.395 1.395 1.048 1.048 1.048 1.048 1.048

Gás de Processo 687 687 687 687 687 687 687 687 687 687 687

TOTAL (c) 116.498 121.823 130.625 138.469 143.904 151.372 156.970 162.907 167.928 173.645 182.408

Notas: Os valores da tabela indicam a potência instalada em dezembro de cada ano, considerando a motorização das UHE.(a)Inclui a pane brasileira da UHE Itaipu (7.000 MW).(b)Estimativa de importação da UNE Itaipu não consumida pelo sistema elétrico Paraguaio.(c)Não considera a autoprodução, que, para os estudos energéticos, e representada como abatimento de carga. A evolução da participação da autoprodução de energia é descrita no Capítulo II.(d)Valores de capacidade instalada em dezembro de 2011, incluindo as usinas já em operaçâo comercial nos sistemas isolados.Fonte: EPE, 2012.


A grande popularidade da autoprodução de energia elétrica, nos dias de hoje, deve-se ao fato de que, em grande parte das proprie-dades rurais, passam rios com corredeiras ou quedas de água que podem ser aproveitados para obtenção de energia primária. Essa energia é, geralmente, usada para acionamento de máquinas estacio-nárias, geração de eletricidade e recalque de água para reservatórios mais elevados. Para os microaproveitamentos elétricos, podem-se utilizar, ainda, as rodas de água ou, dependendo da vazão ou queda disponível, as turbinas.

ImPACToS AmbIENTAIS

Os principais impactos ambientais causados pelas PCHs são os mesmos das grandes centrais hidrelétricas, só que em pequena escala:

• ocupaçãodosolopelaformaçãodolago;• alteraçãodoleitooriginaldorio;• alteraçãodavelocidadedaágua;• alteraçãodaqualidadedaágua;• modificaçãosobreafaunaefloraaquática;• vazãoresidualnotrechosecodorio.

Contudo, as PCHs não se utilizam de volumosas acumulações de água. O impacto causado em sua disponibilidade pode ser assim be-néfico ao meio ambiente, dependendo do projeto a ser considerado.

Um projeto capaz de traduzir essas alterações em benefício à na-tureza, ao homem e ao meio ambiente traz consigo as seguintes ca-racterísticas:

• pequenosreservatórios;• impactoscontrolados;• quedasnaturaispreservadas;• assoreamentoreduzido;• criação/recuperaçãodaAPPdoreservatório;• pesquisacientífica;• resgatearqueológico;• educaçãoambiental;• regularizaçãodoregimehídricodos rios (amorteceosefeitos

mais fortes das enchentes e, em períodos de seca, fornece água por meio dos seus reservatórios).

Uma PCH pode trazer inúmeros benefícios socioeconômicos, des-tacando-se:

• geraçãodeempregos;• aumentodaparticipaçãodacotadoICMS;• arrecadaçãodeImpostosSobreServiços(ISS);• atraçãodeindústrias;• novasoportunidadesdenegócios;• melhoramentodainfraestruturalocal.

ImPACToS SobRE A ICTIoFAUNA

Os impactos de hidrelétricas em pequena escala em ecossistemas aquáticos, de modo geral, podem ser pequenos e localizados, porém os maiores impactos potenciais incidem sobre a população de peixes, pois as hidrelétricas criam (ou aumentam) obstáculos à sua migração.

A população de invertebrados no rio também será afetada pelo des-vio da água, que pode reduzir suas fontes de alimento.

A ictiofauna (conjunto das espécies de peixes que existem em uma determinada região biogeográfica) poderá ser modificada abaixo da represa, dentro dela e acima dela. A grande maioria das espécies de peixe de valor para o consumo humano é espécie migratória (espé-cies de piracema). Elas realizam grandes migrações de desova, além de migrações tróficas (migração alimentar que ocorre em direção ao sítio de alimentação) rio acima, pelas quais o transporte dos ovos e das larvas rio abaixo é compensado (figura a seguir).

Para elas, as barragens representam um obstáculo insuperável. De forma geral, peixes migratórios dos trópicos depositam seus ovos em afluentes dos rios. As larvas desses animais e os ovos que não eclodi-ram descem o rio, seguindo a correnteza, e amadurecem no caminho. Mas, para isso, eles dependem de águas turvas e agitadas, o que as represas, em geral, não têm.


Os peixes adultos também evitam água parada, principalmente na viagem de volta da piracema (como é chamada a subida para a deso-va). Para especialistas, a água parada da represa funciona como uma barreira durante essa subida. Além da barreira imposta pela barragem, que causa a interrupção do fluxo migratório da ictiofauna, há ainda os impactos resultantes da diminuição da vazão do rio no trecho entre a barragem e o canal de fuga.

Geralmente, esse trecho mantém apenas peixes de pequeno por-te, sendo que a quantidade de animais atraídos para esse trecho de-pende do período do ano e do volume de água vertido. Um impacto adicional, representado pela interrupção ou diminuição acentuada do volume vertido, pode ocasionar o aprisionamento ou mesmo a morte de peixes atraídos para a área durante o período chuvoso.

ExPLoRAção DA mATA ATLâNTICA

Em regras gerais, existem grandes diferenças entre o Decreto n° 750/1993 e a Lei n° 11.428/2006 no que diz respeito à exploração da vegetação. O decreto apenas determinava a observação de alguns requisitos para a exploração seletiva das vegetações primária e secun-dária em estágio avançado e médio de regeneração. Já a lei é muito mais detalhista sobre esse assunto, excepcionando poucas hipóteses para a exploração das vegetações primária e secundária em estágio avançado e médio. O art. 20, caput, da nova lei dispõe que a vegetação primária só pode ser suprimida em caso de utilidade pública, pesquisa científica e prática preservacionista.

Em todas as hipóteses, o estudo de impacto ambiental e seu respec-tivo relatório (E-A/RIMA) são essenciais. O mesmo se aplica à vegetação secundária em estágio avançado de regeneração. Quanto à vegetação em estágio médio de regeneração, aplicam-se os requisitos citados, acrescentando-se apenas o interesse social como uma das exceções à proibição de seu corte. Fragmentos florestais nesse estágio de rege-neração, compostos por mais de 60% de árvores nativas em relação às demais espécies ali existentes, podem ser suprimidos, desde que respeitadas a área de preservação permanente e a destinada à reserva legal. Entende-se ser necessária a criação de corredores ecológicos, o que pode ser prejudicado por esse dispositivo.

A vegetação secundária em estágio inicial de regeneração pode ser explorada desde que autorizada pelo órgão estadual competente. As

normas a ela aplicadas serão as mesmas referentes à vegetação em es-tágio médio de regeneração na seguinte hipótese: quando o Estado possuir menos que 5% de sua área original de Mata Atlântica nos está-gios de vegetação primária e secundária.

Na nova compensação ambiental, além dos requisitos já mencio-nados, a Lei n° 11.428/2006 condiciona, em seu art. 17, a supressão de vegetação primária e secundária nos estágios avançado e médio autorizada legalmente a uma compensação ambiental. Esta se realiza por meio de destinação de área equivalente à extensão da área des-


matada, com as mesmas características ecológicas, na mesma bacia hidrográfica. Não sendo possível a compensação, em vez do cancela-mento da autorização e da preservação do ecossistema, deve-se fazer reposição florestal, com espécies nativas, em área equivalente à des-matada, na mesma bacia hidrográfica. O legislador omitiu-se quanto à impossibilidade de reconstruir um ecossistema em bom estado de regeneração por uma simples reposição florestal.

Há outra compensação ambiental vigente no País determinada pela Lei n° 9.985/2000, que criou o Sistema Nacional de Unidades de Conservação (SNUC), também conhecida como compensação SNUC. O art. 36, caput desta lei, prevê a compensação ambiental para os ca-sos de licenciamento ambiental de empreendimentos de significa-tivo impacto ambiental e determina que o montante de recursos a serem destinados pelo empreendedor para esta finalidade não pode ser inferior a 0,5% (meio por cento) dos custos totais previstos para a implementação do empreendimento. A compensação da lei da Mata Atlântica foi mais bem construída, sendo clara quanto à sua natureza indenizatória e detalhista sobre como deverá ser paga, o que facilita sua aplicação e concretização.

SANçõES PENAIS

Todo agente que gerar dano, por omissão ou por desrespeito, ao meio ambiente será punido penalmente, em especial, pelas normas da Lei n° 9.605/1998, a Lei de Crimes Ambientais. Isso independe de ser o autor do ilícito pessoa física ou jurídica. Esse é um mérito do dis-positivo, já que a Lei de Crimes Ambientais aplicar-se-ia mesmo que não houvesse essa norma específica. A explícita legitimidade dada à pessoa jurídica para estar no polo passivo de uma ação penal ambien-tal firma a posição do legislador sobre o assunto.

Um novo tipo penal é inserido pelo art. 43 na Lei n° 9.605/1998, sob o n° 38-A, e afirma como crime a conduta de destruir ou danificar ve-getação primária ou secundária, em estágio avançado ou médio de re-generação, do Bioma Mata Atlântica, ou utilizá-la com infringência das normas de proteção. A penalidade pode ser detenção, que varia de 1 a 3 anos, multa, ou a aplicação de ambas simultaneamente. Quando o crime for culposo, a pena será reduzida à metade.

O que os agentes devem observar a esse respeito:

ConstituiçãoFederal

Política Nacional deMeio Ambiente

LegislaçãoEstadual

SUDEMA:Licenciamento

ResoluçãoCONAMA 237/97

Licenciamento

ResoluçãoCONAMA

001/86EIA-RIMA

• ofluxogramadolicenciamentoambiental(figuraaseguir):

Plano deTrabalho

LicençaPrévia

Licença de Operação

Licença de Instalação

Termo deReferência

EIA eRIMA

AudiênciaPública

LPIndeferida

ParecerTécnico

Audiência Pública

ExigidoEIA e RIMA

CONSEMA

• alegislaçãoambiental(figuraaseguir):


• ofluxogramadocontroleambiental(figuraaseguir):

DiagnósticoAmbiental

Diagnóstico do meio físico a partir

do estudo da dinâmica de cada

forma de interação

Avaliação de Impacto Ambiental

A alteração ésignificativa

Avaliação dos impactosno meio físico.

•Identificaçãoeprevisãodasalteraçõesna dinâmica de cada forma de interação.•Avaliaçãodesignificânciadecadaalteração.

Há impacto nomeio físico

NÃO SIM

Mitigação dos impactos ambientais

Monitoramento dos impactos ambientais

Monitoramento dos impactosno meio físico

Mitigaçãodos impactosno meio físico

Não há impacto no meio físico

(alteração é desprezível)

Sob a perspectiva da legislação ambiental, é importante uma am-pliação do corpo técnico dos órgãos ambientais, com isso, haveria a diminuição do tempo de análise e elaboração dos pareceres técnicos referentes aos pedidos de licenciamento, o que até poderia aproximar os dois lados da moeda “empreendedor x órgão licenciador” e, com isso, conseguir que o processo de licenciamento ambiental não seja um empecilho à implantação de empreendimentos e sim uma forma de viabilizá-los de forma ambientalmente mais correta.

Estimularia, também, que os empreendimentos não licenciados procurassem os órgãos ambientais para regularização ambiental. Im-portante também é a exigência de cumprimento integral da Avaliação Ambiental Integrada, instrumento que pode ser muito eficaz, visto que a construção de uma hidrelétrica não afeta apenas, de forma pontual, o local onde é construída, e sim toda a bacia hidrográfica e os agentes que a compõem, principalmente bacias de relevância ambiental.

CoNFIgURAçõES UTILIzADAS

Partindo da concepção do arranjo da usina, cabe verificar:

• seoprojetoapresentatrechocurto-circuitadoounão;• oregimedeoperaçãodaPCHeseelanecessitaestocaráguapara

gerar energia ou não.

Essas características irão se relacionar com a disponibilidade de água e, no caso da dupla negativa, o empreendimento não deverá comprometer a quantidade de água no leito natural da corredeira.

A redução da vazão do rio no trecho entre a barragem e o canal de fuga poderá implicar na restrição do uso múltiplo da água, bem com poderá causar a interrupção do fluxo migratório dos peixes.

Nas centrais a fio d’água, onde o desnível do trecho do curso d’água é aproveitado para gerar o potencial hidráulico, ocorre o desvio da água do rio de seu leito natural, uma vez que a casa de máquinas se localiza afastada da barragem, sendo interligadas pelo circuito hi-dráulico. A queda é proporcionada em maior parte, aproveitando-se a queda natural existente no rio. Nota-se uma enorme redução da área alagada, uma vez que a barragem, nesse caso, não tem mais a função de agregar queda e sim permitir a captação e pequena preservação da água para operação da central.

Como contrapontos à redução do impacto causado pela redução de área, surgem novos impactos associados à formação de um Trecho de Vazão Reduzida (TVR), compreendido entre a barragem e a casa de força, afetando o próprio leito natural do rio e também a população lindeira que faz uso dessa água. A manutenção da vazão mínima nesse trecho vem sendo objeto de muita discussão entre empreendedores e órgãos ambientais, pois a vazão destinada a esse percurso é uma par-cela que não estará disponível para a geração.

Para o caso de PCHs, a Norma n° 4, “Norma de Projetos de Geração de PCH”, no item 3, subitem 3.9, estipula que, na elaboração de estu-dos e na concepção do projeto, deverá ser considerado que a vazão remanescente no curso d’água, a jusante do barramento, não poderá ser inferior à vazão mínima média mensal calculada com base nas ob-servações anuais no local previsto para o barramento, de acordo com o Manual de PCH – Eletrobras/DNAEE (Mortari, 1997).

O canal de fuga é o canal situado na seção imediatamente a jusante da PCH, entre a casa de força e o rio, por meio do qual a vazão turbina-da é restituída ao rio. A sua elevação é de extrema importância, pois é um dos fatores que influenciam a queda bruta, que é considerada para o cálculo da potência gerada. A alteração do fluxo da água, tal como alargamento do leito do rio e redução da corrente, pode condu-zir à redução ou substituição de espécies nativas de peixes. Os arranjos


que causam uma redução na vazão têm o potencial de afetar a con-centração dos poluentes transportados pela água e dos organismos patogênicos.

A ecologia de uma área também pode ser afetada permanente-mente pelo estabelecimento do reservatório, que pode inundar áreas

de hábitat naturais, mas resultará em um hábitat novo que pode atrair outro tipo de fauna. As represas e os açudes pequenos têm outros efei-tos benéficos na ecologia, incluindo fluxo mais lento.

A vazão defluente de uma usina hidrelétrica é composta por duas parcelas: a vazão turbinada e a vazão vertida. A vazão turbinada é


ImPoRTâNCIA DAS PCHS NA REgULARIzAção DA VAzão Do RIo

Quanto à capacidade de regularização do reservatório, os tipos dePCHssão:afiod’água;deacumulação,comregularizaçãodiáriadoreservatório;edeacumulação,comregularizaçãomensaldore-servatório.

As PCHs de fio d’água são empregadas quando as vazões de estia-gem do rio são iguais ou maiores que a descarga necessária à potência a ser instalada para atender à demanda máxima prevista. Nesse caso, despreza-se o volume do reservatório criado pela barragem. O siste-ma de adução deve ser projetado para conduzir a descarga necessária para fornecer a potência que atenda à demanda máxima.

O aproveitamento energético local é parcial e o vertedouro funcio-na na quase totalidade do tempo, extravasando o excesso de água. Esse tipo de PCH apresenta, entre outras, as seguintes simplificações: dispensa estudos de regularização de vazões e de sazonalidade da carga elétrica do consumidor e facilita os estudos e a concepção da tomada d’água (figura a seguir).

Na figura, no período entre abril e setembro, as vazões naturais (Qi) são menores que a vazão regularizada (Qr). Nesse caso, há necessida-de de armazenar água para atender à vazão regularizada no período mencionado.

As PCHs de acumulação com regularização diária do reservatório são empregadas quando as vazões de estiagem do rio são inferiores à necessária para fornecer a potência para suprir a demanda máxima do mercado consumidor e ocorrem com risco superior ao adotado no projeto. Nesse caso, o reservatório fornece o adicional necessário de vazão regularizada.

Por fim, as PCHs de acumulação com regularização mensal do re-servatório consistem em um projeto que considera dados de vazões médias mensais no seu dimensionamento energético, analisando as vazões de estiagem médias mensais. Pressupõe-se uma regularização mensal das vazões médias diárias, promovida pelo reservatório.

Com relação à agressão ambiental, esta se origina na demanda da água para outros usos conflitivos e na relevância ecológica do trecho impactado. A partir da existência desses fatores, cabe tentar tomar me-didas para minimizar os efeitos nocivos.

Entre as medidas mitigatórias, está a construção de uma barragem para peixes, que é uma medida de eficácia duvidosa. Outra medida que pode atenuar os problemas é a determinação de uma vazão re-manescente que deve permanecer no leito original da corredeira, pos-sibilitando a captação de água para outros usos e/ou mantendo um nicho ecológico significativo.

Contudo, entre as medidas possíveis de serem tomadas, está o pla-nejamento, que deve apresentar melhores resultados do ponto de vista ambiental. O planejamento deve ser formulado de acordo com interesses locais, a partir de uma visão regional (no âmbito da bacia hidrográfica), devendo buscar:

• valorar e comparar economicamente os impactos ambientaisfrenteàofertadeenergia;

• escolherolocaldeinserçãomaisadequado;

• definiro regimedeoperaçãoótimo,visandoousofinaldaenergia.

REgULARIzAção DE VAzõES

Qi

Qr

J F M A M J J A S O N D

Vagã

o

Mês

Essas três ações evoluem a partir de um nível bastante complexo para um mais simplificado. Mesmo assim, com relação à comparação sugerida na primeira delas, por mais complexa que seja, é possível de-senvolvê-la, devendo-se, para isso, buscar elementos a partir do con-texto da bacia hidrográfica e seus habitantes.

Para que não existam problemas com a circulação dos peixes, quan-do se tratar de uma intervenção antrópica, deveria ser associado ao conceito de PCH uma exigência legal clara quanto às grades nas bocas de tomada d’água.

A partir de uma concepção-padrão de projeto de PCH, com baixo potencial impactante, sugere-se a padronização ou uniformidade do processo de licenciamento ambiental, com consequente encurtamen-to dos prazos para emissão das licenças.

USINAS REVERSíVEIS

As usinas reversíveis tiveram as suas origens na Suíça e na Itália, com a finalidade de armazenarem o excedente de energia produzido no período noturno, especialmente na madrugada. Atualmente, no mun-do, há 127 mil MW instalados.

As usinas reversíveis utilizam turbina-bomba e normalmente pos-suem um reservatório maior a montante e outro menor a jusante da casa de força. Elas operam nos horários de maior consumo de energia, turbinando água do reservatório superior para o reservatório inferior.

Nos horários de menor consumo de energia, funcionam bombean-do parte da água turbinada de volta para o reservatório superior para quando for novamente necessária água turbinada.

No Brasil, há duas usinas hidrelétricas reversíveis: a Usina Traição com 22 MW, capacidade de bombear 280 m3/s a 5 mca (mca = metros decolunad’água),dotadadeturbinasKaplans;eaUsinaPedreirascom108 MW, capacidade de bombear 395 m3/s a 25 mca, dotada de turbi-nas Francis, ambas no Rio Pinheiros em São Paulo.


CENTRAIS gERADoRAS HIDRELÉTRICAS (CgHS)

Aproveitamentos dispensados de concessão ou autorização, devendo apenas ser comunicado ao poder concedente, para fins de registro, nos termos do art. 8° da Lei nº 9.074/1995, alterado pela Lei n° 13.097/2015 (figura a seguir).

A exemplo das PCHs, as Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs) também são geradoras de energia que utilizam o potencial hidrelétrico para sua produção. A diferença é que as CGHs são ainda menores, tanto em termos de tamanho como de potência. De acordo com a classificação da ANEEL, esses empreendimentos podem ter o potencial de gerar até 3 MW de energia (Lei n° 13.097, de 19 de janeiro de 2015).

Com essa ampliação, os empreendimentos que tenham até 3 MW de potência passam a ser classificados como CGHs e não mais como PCHs. Com isso, respondem também à regulamentação específica dessa cate-goria. Uma das simplificações decorrentes disso diz respeito às autorizações: as CGHs podem gerar energia sem a necessidade de autorização ou concessão do poder público.

O Brasil conta com 505 unidades de CGHs instaladas em todo seu território, que representam 340 MW de potência instalada. Com essa abrangência, essas centrais geram 0,25% do total da matriz energética do País. A ANEEL já autorizou a construção de 68 novas centrais.

Minas Gerais é o estado que possui o maior número de CGH em operação, com 126 empreendimentos, seguido de Santa Catarina, com 116, e Rio Grande do Sul, com 47 unidades e 32 MW instalados.

Os aproveitamentos de potenciais hidráulicos de até 3 MW independem de concessão ou autorização, porém devem ser comunicados ao órgão regulador e fiscalizador do poder concedente para fins de regis-tro. Esse processo de registro é gratuito, porém não isenta o empreendedor das responsabilidades ambien-tais e de recursos hídricos.

reServa eStratéGicaHidrelétricas reversíveis dispõem de dois reservatórios para reusar a água na geração de energia e produzir mais eletricidade

Casa de máquinas subterrânea Modo de geração

elétrica

Modo de bombeamento

Reservatório inferior: Em momentos de menor consumo de energia, a água é bombeada para o reservatório superior para ser reusada na geração de eletricidade.

Turbinas e bombas: as turbinas reversíveis têm a dupla função de gerar eletricidade e de bombear água de um reservatório para o outro.

Reservatório superior:a água desce do lagoe passa pelas turbinaspara gerar eletricidade.


Dependendo das peculiaridades (localização, obras civis, área de influência, etc.) do projeto e da estrutura técnica disponível, o proces-so de licenciamento ambiental envolverá órgãos das três esferas da administração pública (federal, estadual e municipal).

Os aproveitamentos de CGH podem comercializar energia elétrica com consumidor ou conjunto de consumidores reunidos por comu-nhão de interesses de fato ou de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW, observados determinados requisitos.

A política governamental prevê, para os interessados em explorar o potencial hidráulico das CGHs, descontos de, no mínimo, 50% nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e distribuição.

mICRoCENTRAIS HIDRELÉTRICAS

As microcentrais hidrelétricas têm a habilidade de produzir energia suficiente para atender às necessidades básicas de um domicílio rural mesmo em pequenos potenciais hidráulicos.

Micro e minigeração distribuída:

• potêncialimitadaa100kWnaminigeraçãodistribuída;

• potênciaentre100kWe1MWnocasodeminigeraçãodistribuída;

• possibilidadedecompensaçãoentregeraçãoeconsumodiretocom a distribuidora.

A figura a seguir mostra projeto de instalação de microcentrais hi-drelétricas.

Apesar do esforço que o Governo tem feito para levar energia elé-trica no campo por meio de sistemas interligados, ainda assim, em muitas localidades, isso é inviável, pois problemas como grandes extensões de redes convencionais, sistemas de geração descentrali-zados, redes isoladas ou sistemas individuais culminam na inviabiliza-ção de tais projetos.

Frente a esse cenário, a racional implantação de microcentrais hi-drelétricas tornou-se uma alternativa plausível para as comunidades rurais à medida que oferece condições técnico-econômicas aliadas às novas tecnologias das unidades geradoras, sem contar que hoje a realidade, em função da alta demanda e da escassez energética do planeta, é muito mais complexa do que se pode imaginar.

Os pequenos aproveitamentos hídricos voltaram a receber subs-tancial atenção por parte dos órgãos federais.

Como funcionam as microcentrais hidrelétricas:

• umaquedad’águadeumcórrego,rioouigarapééumafontehidroenergética natural, renovável e gratuita. Essa energia pode ser transformada e reaproveitada em forma de eletricidade, re-duzindosignificativamenteoscustosdeumapropriedade;

• aenergiacinético-hidráulicaderivadadessaquedaéconvertidaem energia mecânica por meio de uma turbina hidráulica, que, por sua vez, converte-a em energia elétrica por um gerador, sen-do essa energia transportada por sistemas de subtransmissão oudistribuiçãodeenergia;

Rio (trecho devazão reduzida)

Canal deAdução

Casa deForça

Rio

ÁreaInundada

Barragem


• asmicrocentraishidrelétricaspodemfornecerenergiaelétricapara sítios, fazendas, comunidades rurais ou agroindústrias. Em suma,podempossuirváriasconcepçõestécnicas;

• asturbinasdeação(rodasPELTON)sãoasrecomendadasparaas microcentrais hidrelétricas, por se tratarem de tecnologia do-minadaejáempregadaemmuitosempreendimentos;

• aconfiguraçãodasmicrocentraishidrelétricaséafiod’água,nãonecessitandodereservatórioparaarmazenarágua;

• asmicrocentraishidrelétricassãocompostasdecanaldeadu-ção, grades de retenção, comporta, câmara de carga, tubulação forçada ou Penstock, casa de máquinas (ou de força) e linhas de subtransmissão e distribuição.

PCHS No RIo gRANDE Do SUL

O Estado do Rio Grande do Sul tem vocação para o setor por sua peculiar formação de relevo, com vastas regiões de morros, o que normalmente resulta em vales bem encaixados, facilitando a implan-tação dos empreendimentos hidrelétricos e evitando grandes áreas alagáveis.

Contudo, não é atraente, uma vez que sua política ambiental não está alinhada o suficiente para a atração desse tipo de empreendi-mento.

Situação das PCHS no RS Número Capacidade em MW %

Em Operação 50 559 41,4%

Em Construção 3 45 3,3%

Construção não Iniciada 14 220 16,3%

Projetos com Aceite da ANEEL 76 525 39,0%

TOTAL 143 1349 100%

Fonte: ANEEL

Obs.:• Emconstrução:venceramleilões;• Construçãonãoiniciada:comsuspensãoporinviabilidadeam-bientalouimpassesjudiciais;

• ProjetosaceitosnaANEEL:outorga.

Em 2014, existiam vários projetos de PCHs no Rio Grande do Sul com registros de outorga aceitos na ANEEL, mas vários foram revo-gados em virtude de indeferimentos de licenças de instalação. Isso fez com que aproximadamente 14 projetos no RS fossem revogados. Apenas um conseguiu a licença de instalação em 2014 e outro em 2015, conforme mostram dados do Banco de Informações de Gera-ção (BIG) da ANEEL.

Em grandes números havia, em 2014, algo em torno de 790 MWx de PCH disponível para ser implantada no RS. Se forem considerados os valores médios de mercado para implantar uma PCH, que seriam R$ 5 a 7 milhões por MW instalado, ter-se-iam R$ 3,9 a 5,5 bilhões de investimentos. E, posteriormente, ter-se-ia algo em torno de R$ 200 milhões/anuais, em retorno de ICMS.

Efetivamente, no período de janeiro de 2014 a abril de 2015, so-mente dois projetos de PCHs obtiveram licença de instalação emitida pela FEPAM-RS, são eles:

• PCHSerradosCavalinhos1–25MW–licençadeinstalaçãoem2014;

• PCHSantaCarolina–10,5MW–licençadeinstalaçãoem2015.

Outras situações:

• PCHCazuzaFerreira–9,1MW–licençadeinstalaçãoem2010(anterior a 2014).

• Licençasindeferidas(LinhaJacintoeLinhaAparecida).• Aguardandolicençadeinstalação(JardimeMorroGrande).

Contudo, existem cinco projetos de PCHs já outorgados, que já par-ticiparam de Leilões em 2014 e 2015 e estão com 100% da energia vendida. Quatro delas estão com as obras não iniciadas aguardando licença de instalação da FEPAM-RS. A tabela a seguir mostra as PCHs nos leilões.

A tabela a seguir mostra as usinas do tipo PCH em operação.

Usina Data Operação

Potência (kW) Outorgada Município Rio

Buricá - 1.360 Indepedência – RS Inhacorá – RS Buricá

Capigui - 3.760 Passo Fundo – RS Cacequi

Colorado - 1.120 Tapera – RS Puitã

Cotovelo do Jacuí 14/05/2001 3.340 Victor Graeff – RS Jacuí

Ernestina - 4.800 Ernestina – RS Jacuí

Forquilha - 1.000 Maximiliano de Almeida – RS Forquilha

Furnas do Segredo 16/09/2005 9.800 Jaguari – RS Jaguari

Guarita - 1.760 Erval Seco - RS Guarita

Fonte: CCEE

Data de realização do leilão Tipo de Leilão Vendedor Empreendimento Rio Investimento

(R$)Potência

(MW)

13/12/13 Energia Nova Coogervaapa Linha Aparecida Rio da Várzea 134.476.550,00 24,9

13/12/13 Energia Nova Coogervajac Linha Jacinto Rio da Várzea 101.616.060,00 17,4

13/12/13 Energia Nova Jardim Jardim Turvo 35.437.000,00 9,0

13/12/13 Energia Nova Morro Grande Morro Grande Ituim 27.096.000,00 9,8

30/04/15 Energia Nova Serra dos Cavalinhos I Energética S.A. Serra dos Cavalinhos I Rio das Antas 219.620.880,00 25,0

(CONTINUA)




Herval 1.440 Santa Maria do Herval – RS Cadeia

Ijuizinho - 3.600 Entre-Ijuís – RS Ijuizinho

Mata Cobra - 2.880 Carazinho – RS Rio da Várzea

Passo do Inferno - 1.332 São Francisco de Paula – RS Santa Cruz

Passo do Meio 17/10/2003 30.000 Bom Jesus – RS São Francisco de Paula – RS Rio das Antas

Santa Rosa 01/01/1955 1.400 Três de Maio – RS Santa Rosa

Ijuizinho - 1.000 Eugênio de Castro – RS Ijuizinho

Salto Forqueta 03/03/2003 6.124 Putinga – RS São José do Herval – RS Foqueta

Linha Emília 31/01/2009 19.500 Dois Lajeados – RS Carreiro

Cotiporã 23/12/2008 19.500 Cotiporã – RS Carreiro

Caçador 31/10/2008 22.500 Nova Bassano – RS Serafina Corrêa – RS Carreiro

Ferradura 31/12/2003 9.200 Erval Seco – RS Redentora – RS Guarita

Carlos Gonzatto 01/04/2006 9.000 Campo Novo – RS Turvo

José Barasuol (Antiga Linha 3 Leste) 31/12/2003 14.335 Ijuí – RS Ijuí

Esmeralda 23/12/2006 22.200 Barracão – RS Pinhal – RS Bernardo do José

São Bernardo 05/08/2006 15.000 Barracão – RS Esmeralda – RS Bernardo do José

Jararaca 15/04/2008 28.000 Nova Roma do Sul – RS Veranópolis – RS Prata

Da Ilha 15/04/2008 26.000 Antôno Prado – RS Veranópolis – RS Prata

Marco Baldo 20/05/2011 16.550 Braga – RS Campo Novo – RS Turvo

Ouro 08/07/2009 16.000 Barracão – RS Marmeleiro

Toca do Tigre 23/02/2013 11.840,30Braga – RSCampo Novo – RS

Turvo

Pezzi 31/10/2012 19.000 Bom Jesus – RS Jaquirana – RS Antas

Palanquinho 13/07/2010 24.165Caxias do Sul – RS São Francisco de Paula – RS

Lajeado Grande

Criúva 12/05/2010 23.949Caxias do Sul – RS São Francisco de Paula – RS

Lajeado Grande

(CONTINUAÇÃO)

(CONTINUA)




Santo Antônio 30/09/2005 4.500 Santa Rosa – RS Três de Maio – RS Santa Rosa

Boa Fé 20/10/2011 24.000 Nova Bassano – RS Serafina Corrêa – RS Carreiro

São Paulo 28/04/2012 16.000 Guaporé – RS Nova Bassano – RS Carreiro

Autódromo 18/11/2011 24.000 Guaporé – RS Vista Alegre do Prata – RS Carreiro

Rio São Marcos 31/12/2004 2.200 Caxias do Sul – RS São Marcos – RS São Marcos

Engenheiro Ernesto Jorge Dreher 03/10/2009 17.870 Júlio de Castilhos – RS Salto do Jacuí - RS Ivaí

Engenheiro Henrique Kotzian 05/03/2011 13.000 Júlio de Castilhos – RS Salto do Jacuí – RS Ivaí

Albano Machado 11/02/2011 3.000 Nonoai – RS Trindade do Sul – RS Lajeado do Lobo

Galópolis 18/02/2009 1.500 Caxias do Sul – RS Arroio Pinhal

Moinho 17/09/2011 13.700 Barracão – RS Pinhal – RS Bernardo do José

Rio dos Índios 04/05/2013 8.000 Nonoai – RS Dos Índios

Tambaú 28/03/2013 8.806 Erval Seco – RS Redentora – RS Guarita

Rastro de Auto 29/06/2013 7.020 Putinga – RS São José do Herval – RS Forqueta

Serra dos Cavalinhos II 23/02/2013 29.000Monte Alegre dos Campos – RS São Francisco de Paula – RS

Rio das Antas

Abranjo I 01/05/2014 4.860 Encruzilhada do Sul – RS Abranjo

Morrinhos 20/11/2014 2.250 Barão do Triunfo – RS São Jerônimo – RS Arroio das Cachorras

RS-155 21/08/2012 5.982 Ijuí – RS Das Ijuí

Bela União (Trincheira) 10/04/2015 2.250 Santa Rosa – RS Três de Maio – RS Santa Rosa

Potência Total: 559.393,30 kW

(CONTINUAÇÃO)


A tabela a seguir mostra as usinas do tipo PCH em construção.

A tabela a seguir mostra as usinas do tipo PCH com construção não iniciada.

Cabe ainda salientar que no Rio Grande do Sul existem 47 usinas do tipo CGH, totalizando 31.037 MW (Balanço Energético do Rio Grande do Sul 2013 – ano-base 2012).

No caso do Rio Grande do Sul em específico, a Secretaria de Minas e Energia do Estado, por meio do assim denominado PEE, tem incentivado essa modalidade de empreendimento com programas especiais para o setor, além do estímulo à reativação de PCHs antigas e da repotenciação das existentes.


Potência(kW)Outorgada Município Rio

Monte Cuco 30.000 Anta Gorda - RS Guaporé - RS Guaporé

Quebrada Funda 16.000 Bom Jesus - RS Jaquirana - RS Antas

Primavera do Rio Turvo 30.000 Ipê - RS Protásio Alves - RS Turvo

Linha Aparecida 25.406,91Cerro Grande - RS Liberato Salzano -RS Novo Tiradentes -RS

Várzea

Linha Jacinto 17.801,04Liberato Salzano - RS Rodeio Bonito - RS

Várzea

Jardim 9.000 André da Rocha-RS Turvo

Morro Grande 9.800 Muitos Capões - RS Ituim

Bela Vista 5.500 Vacaria-RS Socorro

Rincão São Miguel 9.750Quevedos - RS São Martinho da Serra - RS

Toropi

Cachoeira Cinco Veados

16.453Quevedos - RS São Martinho - RS

Toropi

Quebra Dentes 22.360Júlio de Castilios - RS Quevedos -RS

Toropi

Salto Guassupi 12.199Júlio de Castilhos - RS São Martinho da Serra - RS

Guassupi

Rincão 10.000 Entre-Ijuís - RS Ijuizinho

Touros IV 5.750 Bom Jesus - RS Touros

Potência Total: 220.019,95 kWFonte: ANEEL


Potência (kW)Outorgada Município Rio

Cazuza Ferreira 9.102 São Francisco de Paula -RS Lajeado Grande

Santa Carolina 10.500André da Rocha -RS Muitos Capões - RS

Turvo

Serra dos Cavalinhos I 25.000Monte Alegre dos Campos - RS São Francisco de Paula - RS

Rio das Antas

Potência Total: 44.602 kWFonte: ANEEL

Sub-bacia hdirográfica1 - Negro2 - Camaquã3 - Quaraí4 - Santa Maria5 - Gravataí6 - Vacacaí - Vacacai Mirim7 - Sinos8 - Caí9 - Pardo10 - Ibicuí11- Apuê - Inhandava12 - Passo Fundo13 - Turvo - Santa Rosa - Santo Cisso14 - Butuí - Icamaquã15 - Piratini16 - Mampituba17 - Mirim - São Gonçalves18 - Baixo Jacuí19 - Alto Jacuí20 - Iguí21 - Várzea22 - Taquari - Antas23 - Lago Guaíba24 - Litoral Médio25 - Tramandaí

Bacia hdirográfica

GuaíbaLitorâneaUruguai

Duas ferramentas importantíssimas são o zoneamento prévio e a solicitação de uma autorização prévia junto ao órgão ambiental, pois isso evita gastos desnecessários e investimentos iniciais mal- -sucedidos. Tal acompanhamento também está previsto no PEE, pois hoje existem muitos potenciais investidores. Das 25 bacias hidrográficas existentes, somente três estão devidamente inventariadas na ANEEL.

• Ijuí-Capacidadeinventariada396,90MW;• Taquari-Antas-Capacidadeinventariada1.093,20MW;• AltoeBaixoJacuí-Capacidadeinventariada1.551,85MW.

1

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3

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15 20

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7

24

25168

Uruguaiana

Santa Rosa

Passo FundoCruz Alta

Santa Maria Santa Cruz do Sul

Rio Grande

Pelotas

Bagé

Caxias do Sul

Porto Alegre

Erechim

bACIAS E SUb-bACIAS HIDRogRáFICAS Do RIo gRANDE Do SUL - 2009



Principais estudos em fase de avaliação/apro-vação de inventário na ANEEL:

• BaciadoRioApuaê-Inhandava:108,8MW;• BaciadoRioPardo:54,65MW;• BaciadoRioCamaquã:94MW.

Serão abordadas a seguir as principais bacias hidrográficas do Rio Grande do Sul, bem como os principais rios cujos potenciais hidrelétricos ainda não foram explorados.

bACIAS E SUb-bACIAS HIDRogRáFICAS Do RS

O Rio Grande do Sul é um dos estados brasilei-ros com maior disponibilidade de águas super-ficiais. Seu território é drenado por uma densa malha hidrográfica superficial e conta com três grandes bacias coletoras: a Bacia do Uruguai, a do Guaíba e a Litorânea. A Bacia do Uruguai faz parte da Bacia do Rio da Prata e abrange em tor-node61%daáreatotaldoEstado;aBaciadoGuaíbaabrange29%;eaBaciaLitorâneaabran-ge 13% do total (mapa a seguir).

O uso do solo da Bacia do Uruguai está vin-culado principalmente às atividades agrícolas, pecuárias e agroindustriais. A Bacia do Guaíba apresenta áreas de grande concentração indus-trial e urbana, sendo a mais densamente povoa-da do Estado, além de sediar o maior número de atividades diversificadas, incluindo as atividades agrícolas, pecuárias, agroindustriais, industriais, comerciais e de serviços. A Bacia Litorânea apre-senta usos do solo predominantemente vincula-dos às atividades agropecuárias, agroindustriais e industriais.

INVENTáRIo HIDRELÉTRICo DA bACIA Do jACUí

Na Bacia do Jacuí, o Rio Jacuí é um dos principais e possui como importantes contribuintes os rios: Vacacaí-Mirim, Jacuí Mirim, Vacacaí, Pardo, Taquari e Jacuizinho.


Região hidrográfica do Guaíba

Região hidrográfica do Litoral

Região hidrográfica do Uruguai

Apuaê - Inhandava

Turvo - Santa RosaSanto Cristo

Várzea

Taquari - Antas

Pardo

Baixo Jacui

PassoFundo

LagoGuaíba

Gravataí

Sinos

Caí

Ijuí

Alto Jacuí

Mampituba

Tramandaí

Litoral Médio

Camaquã

Ibicuí

Mirim - São Gonçalo

Vacacaí -Vacacaí Mirim

Negro

Santa Maria

Piratini

Butui - Icampaquã

Quaraí


A Bacia do Jacuí possui uma área de drenagem de 71.600 km2. A precipitação média anual atinge 1.600 mm nas zonas do curso prin-cipal do Rio Jacuí até a foz do Rio Jacuizinho, com uma vazão média na foz da ordem de 1.900 m3/s. O valor mais baixo de precipitação fica em torno de 1.200 mm por ano nas zonas entre Dona Francisca e o Rio Taquari (figura a seguir).

A Bacia do Jacuí distribui-se ao longo de 65 municípios, sendo que 36 são banhados pelo Alto Jacuí, no Planalto Médio, e 29 pelo Baixo Jacuí, nas regiões de depressão central e encosta inferior nordeste.

Na região, existe um potencial energético instalado de 971,2 MW proveniente de quatro usinas hidrelétricas (Jacuí, Passo Real, Itaúba e Dona Francisca) e duas pequenas hidrelétricas (Ernestina e Cotovelo Jacuí). Contudo, o total inventariado, situação em março de 2003, é de aproximadamente 1.045,75 MW. Considerando ainda o valor estima-do de 516,1 MW, que totaliza 1.561,85 MW .


APRoVEITAmENTo HIDRELÉTRICo - RIo jACUí

UHE Ernestina

UHE Passo Real

UHE Passo Real

UHE Dona Francisca

UHE Itaúba

UHE Jacuí



Municípiosgaúchos que terãoterras inundadas

ARGENTINA

RS

Santo Antôniodas Missões

PortoMauá

PortoMachado

DoutorMaurícioCardoso

Tiradentesdo Sul

Esperançado Sul

Crissiumal

Tucunduva

Derrubados

TuparendiPorto

Vera Cruz

PortoXavier

PortoLucena

São Nicolau

Pirapó RoqueGonzales

SantoCristo

Alecrim

Garruchos

20 km

panambi

parQue eStadual do turvoGarabi

INVENTáRIo HIDRELÉTRICo DA bACIA Do URUgUAI

A Bacia do Uruguai estende-se entre os paralelos de 27° e 34° Lati-tude Sul e os meridianos de 49°30’ e 58°15’ W. Abrange uma área de aproximadamente 384.000 km2, dos quais 174.494 km2 situam-se no Brasil, equivalente a 2% do território brasileiro. Sua porção brasileira encontra-se na Região Sul, compreendendo 46.000 km2 do estado de Santa Catarina. No Estado do Rio Grande do Sul, é delimitada ao Nor-deste pela Serra Geral, ao Sul pela fronteira com a República Oriental do Uruguai, a Leste pela Depressão Central Riograndense e a Oeste pela Argentina.

O Rio Uruguai possui 2.200 km de extensão, originando-se da con-fluência dos Rios Pelotas e do Peixe, onde divide os estados do Rio Grande do Sul e Santa Catarina. Delimita a fronteira entre o Brasil e a Argentina após a sua confluência com o Rio Peperi-Guaçu e, depois de receber a afluência do Rio Quaraí, que limita o Brasil e o Uruguai, marca a fronteira entre a Argentina e o Uruguai até sua foz. Possui uma vazão média anual de 3.600 m3/s e o volume médio de 114 km3

de água.

No Brasil, seus principais afluentes são os rios: Canoas, Pelotas, Pas-so Fundo, Chapecó, Ijuí, Ibicuí e Quaraí. Na Argentina, integram-se na BaciadoRioUruguaiosRiosAguapey,MiriñiayeGualeguaychu;enoUruguai os Rios Daymán Quequay e Negro.

Na parte brasileira da Bacia, além de algumas PCHs, os aprovei-tamentos de porte existentes são as UHEs Passo Fundo, Ita, Macha-dinho, Quebra-Queixo, Barra Grande e Campos Novos. Mais recen-temente,entraramemoperação:FozdoChapecónoRioUruguai;Monjolinho no Rio Passo Fundo. Está prevista também a implantação de Pai Querê, no Rio Pelotas.


Além dos aproveitamentos mencionados, cabe considerar o Com-plexo Hidrelétrico (Garabi e Panambi) localizado no Rio Uruguai, trecho internacional com potência de 2.200 MW, com área total de alagamento de 730 km2 e investimentos de US$ 2,8 bilhões, incluído na segunda etapa do Plano de Aceleração do Crescimento (PAC). O barramento da hidrelétrica de Garabi tem cota de 89 m, localização no km 863 do Rio Uruguai, e o barramento da hidrelétrica de Panambi tem cota de 130 m localizado no km 1.016 do rio.

INVENTáRIo HIDRELÉTRICo DA bACIA Do RIo TAQUARI-ANTAS

A Bacia hidrográfica Taquari-Antas está localizada a Nordeste do Estado do Rio Grande do Sul, entre as coordenadas geográficas de 28°10’ a 29°57’ de Latitude Sul, e 49°56’ a 52°38’ de Longitude Oeste. Abrange as províncias geomorfológicas do planalto meridional e depressão central. Possui área de 26.491,82 km², abrangendo muni-cípios como Antônio Prado, Veranópolis, Bento Gonçalves, Cambará do Sul, Carlos Barbosa, Caxias do Sul, Estrela e Triunfo, com população estimada de 1.207.640 habitantes.

Os principais cursos de água são o Rio das Antas, Rio Tainhas, Rio Lajeado Grande, Rio Humatã, Rio Carreiro, Rio Guaporé, Rio Forqueta, Rio Forquetinha e Rio Taquari. O Rio Taquari-Antas tem suas nascentes em São José dos Ausentes e desembocadura no Rio Jacuí. A captação de água na bacia destina-se à irrigação, ao abastecimento público, à


agroindústria e à dessedentação de animais. A Bacia do Taquari-Antas abrange parte dos Campos de Cima da Serra e Região do Vale do Ta-quari, com predomínio de agropecuária, e a região colonial da Serra Gaúcha, caracterizada por intensa atividade industrial. A figura a se-guir mostra a Bacia do Rio Taquari-Antas.

0

75

150

225

300

375

450

525

600

675

750

825

900

975

1.050

1.125

1.200

Altitude (m)

50 km

nRio Taquari

Rio Tainhas

Rio Carreiro

Rio das Antas

Rio da Prata

Rio Forqueta

Rio Guaporé


O mapa a seguir mostra os municípios inseridos na bacia hidrográfica do Sistema Taquari-Antas.



Os principais empreendimentos implantados na Bacia hidrográfica Taquari-Antas pertencem à Compa-nhia Energética Rio das Antas (Ceran), que é a empresa responsável pela construção e operação do Com-plexo Energético Rio das Antas, situado na Região Nordeste do Rio Grande do Sul. O Complexo é formado pelas usinas hidrelétricas Monte Claro (130 MW), Castro Alves (130 MW) e 14 de Julho (100 MW).

A Ceran tem como acionistas a Geração de Energia S.A. (CPFL – 65%), a Companhia de Geração e Trans-missão de Energia Elétrica (CEEE-GT – 30%) e a Desenvix (5%), organizações com forte reconhecimento e credibilidade no mercado nacional.

O empreendimento agrega 360 MW de potência ao SIN. Essa potência é equivalente ao consumo dos sete municípios da área de influência do Complexo: Antônio Prado, Bento Gonçalves, Cotiporã, Flores da Cunha, Nova Pádua, Nova Roma do Sul e Veranópolis, além de Carlos Barbosa, Caxias do Sul e Farroupilha. A energia assegurada pelas três usinas é suficiente para atender a 630 mil famílias, com consumo médio residencial de 200 kWh/mês.

A concessão para exploração do potencial energético, por 35 anos, foi objeto do Decreto de Outorga datado de 19 de fevereiro de 2001, publicado no Diário Oficial da União em 20 de fevereiro do mesmo ano. O Contrato de Concessão que regula as condições para exploração dos aproveitamentos foi assinado em 15 de março de 2001, estabelecendo à Ceran a condição de Concessionária de Produção Independente de Energia Elétrica e atribuindo-lhe todas as prerrogativas, direitos e obrigações pertinentes, nos termos da legislação federal em vigor.

A tabela a seguir mostra inventário hidrelétrico da Bacia Rio Taquari-Antas (situação em 2013/base 2012).

Identificação do Aproveitamento Características Energéticas

Nome do Rio

Nome do Aproveitamento Municípios

Potência Firme MW

méd

Potência Instalada

(MW)

Energia Firme (MWh)

Antas Monte ClaroBento Gonçalves e Veranópolis

57,90 130,00 455.094

Antas Castro AlvesNova Roma do Sul e Nova Pádua

51,60 120,00 421.296

Antas MuçumMuçum, Roca Sales e Santa Tereza

49,40 112,00 388.284

Antas 14 de JulhoBento Gonçalves e Cotiporã

42,40 98,00 333.264

Antas São MarcosSão Marcos e Antônio Prado

27,40 57,00 215.364

Antas São ManoelCaxias do Sul e Campestre da Serra

23,90 51,00 187.854

AntasSerra dos Cavalinhos

Jaquirana e Bom Jesus

21,90 45,00 172.134

Rio Prata JararacaAntônio Prado e Veranópolis

17,20 41,00 135.192

Rio Turvo PrimaveraAntônio Prado e Protásio Alves

15,40 36,00 121.044

Antas Espigão PretoVacaria e São Francisco de Paula

16,40 34,00 128.904

Rio Prata Da IlhaAntônio Prado e Veranópolis

15,50 32,00 121.830

Antas Passo do MeioBom Jesus e São F. de Paula

14,50 30,00 113.920

Guaporé Monte Cuco Anta Gorda 10,80 19,70 84.888

Guaporé Paraíso Anta Gorda 10,70 19,50 84.102

Ituim Saltinho Vacaria 10,30 19,50 80.958

Antas São JoséSão Marcos e Caxias do Sul

10,30 17,90 80.958

Antas São Bernardo São Marcos 9,50 16,00 74.620

CONTINUA



Nome do Rio


Potência Firme MW

méd

Potência Instalada

(MW)

Energia Firme (MWh)

Carreiro CaçadorCasca e Nova Bassano

8,50 15,60 64.810

Antas Pezzi Bom Jesus 9,20 15,60 72.312

Carreiro Linha Irmão Serafina Corrêa 7,20 15,30 60.522

Guaporé Monte BrancoGuaporé e Anta Gorda

8,70 11,90 68.382

Carreiro Cotiporã Serafina Corrêa 7,50 12,70 58.950

Carreiro AutódromoGuaporé e Anta Gorda

6,50 12,00 51.090

Antas Quebrada Funda Bom Jesus 7,50 12,00 58.950

Carreiro Boa Fé Serafina Corrêa 4,80 9,30 17.728

Lageado Grande

Cazuza Ferreira Jaquirana 5,40 9,10 42.444

Carreiro São Paulo Serafina Corrêa 4,70 8,40 16.942

Turvo Chimarrão Antônio Prado 4,50 8,20 15.370

Turvo Santa Carolina Antônio Prado 4,30 7,80 11.798

Ituim Monte Grande Vacaria 4,10 7,40 12.226

Guaporé PuladorGuaporé e Anta Gorda

3,50 6,30 27.510

Lageado Grande

Palaquinho Jaquirana 3,50 6,00 25.918

Carreiro GrotãoCambará do Sul e Jaquirana

2,90 5,20 22.294

Turvo Jardim Antônio Prado 2,80 5,00 22.008

Prata Pratinha Nova Prata 2,80 5,00 22.008

Antas MatemáticoJaquirana e Bom Jesus

1,90 1,00 14.934

São José Peão Jaquirana 2,30 1,00 18.078


Nome do Rio


Potência Firme MW

méd

Potência Instalada

(MW)

Energia Firme (MWh)

Lageado Grande

Criúva Jaquirana 2,10 2,90 16.506

Santa Rita BoqueirãoLagoa Vermelha e Vacaria

1,60 2,70 12.576

Santa Rita São Pedro Vacaria 1,50 2,30 11.790

Prata SerrinhaNova Prata e Protásio Alves

1,40 2,30 11.004

Turvo Volta Longa Lagoa Vermelha 1,40 2,20 11.004

Lageado Grande

Matreiro Jaquirana 1,40 2,00 11.004

Carreiro Chapéu Cambará do Sul 1,30 1,90 10.218

Guaporé Nova Esperança Marau 1,10 1,90 8.646

Antas PiraqueteCambará do Sul S. J. dos Ausentes

1,10 1,90 10.218

Prata Rio BrancoNova Prata e André da Rocha

1,20 1,90 9.432

Santa Rita Entre Rios Vacaria 1,20 1,80 9.432

Lageado Grande

BurutiSão Francisco de Paula

1,30 1,70 10.218

Guaporé Arranca Toco Marau 0,90 1,60 7.074

Turvo Passo da Pedra Lagoa Vermelha 0,90 1,50 7.074

Santana Boa Vista Cambará do Sul 1,00 1,40 7.860

Santana Potreiro Cambará do Sul 0,90 1,40 7.074

Santa Rita Vacaria Vacaria 0,90 1,40 7.074

Ituim Cinco Cachoeiras Vacaria 0,60 1,20 4.716

Santa Rita Lageado Bonito Vacaria 0,80 1,20 6.288

Total 532,80 1.093,20 4.187.808

Fonte: ANEEL

CONTINUAÇÃO CONTINUAÇÃO

CONTINUA


INVENTáRIo HIDRELÉTRICo DA bACIA Do RIo IjUí

A Bacia do Rio Ijuí situa-se a Norte-Noroeste do Rio Grande do Sul, entre as coordenadas 27°45’ e 26°15’ de Latitude Sul e 53°15’ e 56°45’ de Longitude Oeste, com uma área de drenagem de 10.649,13 km². Seus principais formadores são os rios: Ijuizinho, Conceição, Potiribu, Caxambu, Faxinal, Fiúza e Palmeira.

As atividades econômicas desta Bacia, de maneira geral, estão liga-das ao setor primário, predominando as lavouras de soja. Alguns mu-nicípios desta Bacia apresentam também os setores secundários e/ou terciários mais desenvolvidos. Destacam-se nesse setor os municípios de Ijuí, Santo Ângelo e Cruz Alta. Este último é divisor de águas entre as Bacias do Ijuí e do Jacuí (figura a seguir).

Da Bacia hidrográfica do Rio Ijuí, fazem parte, total ou parcialmente, 36 municípios. Considerando a área total dos municípios que fazem parte da Bacia, a população total é de 450.906 habitantes. Consideran-do a proporcionalidade da área dos municípios que se encontram na Bacia, a população estimada é de 267.775 habitantes. Desse total, é estimado que 203.027 habitantes estivessem em área urbana e 64.748 habitantes em área rural. A Bacia hidrográfica possui uma densidade demográfica de 25,15 habitantes por km2.

A Bacia do Rio Ijuí tem formato aproximadamente triangular, com dimensão de 185 km no sentido leste-oeste. No sentido norte-sul, a Bacia tem maior dimensão na porção leste, com aproximadamente 110 km, reduzindo gradativamente até 15 km na porção oeste da ba-cia, junto ao Rio Uruguai.

Os municípios mais populosos da Bacia são representados por Ijuí, com 76.739 e Panambi, com 36.360 habitantes, ambos com influên-cia direta na Bacia. A soma da população de Ijuí e Panambi representa aproximadamente 42,2% da população de toda a bacia hidrográfica,

estando distribuída em uma superfície de aproximadamente 1.175 km², que equivale a aproximadamente 11,0% da superfície da Bacia hidrográfica.

A maior parte dos remanescentes de vegetação arbórea nativa está nas margens de cursos d’água e de nascentes, locais com dificuldade de acesso e/ou baixa aptidão agrícola. O solo da região tem uso princi-palmente em áreas de agricultura, campos e matas. As margens do Rio Ijuí apresentam poucos remanescentes de mata ciliar, sendo verificado o uso intensivo de áreas próximas aos corpos hídricos para agricultura e pastagem (figura a seguir).


Rio Ijuí

Rio PotiribuRio Conceição

Rio Ijuizinho


Nos últimos anos, a Bacia do Rio Ijuí foi contemplada com dois im-portantes empreendimentos hidrelétricos: as usinas hidrelétricas Pas-so São João e São José, ambas na Região das Missões. A primeira de propriedade da Eletrobras - Eletrosul e a segunda, do Grupo Alupar Investimentos.

A UHE Passo São João está localizada no Rio Ijuí, entre os municí-pios de Dezesseis de Novembro e Roque Gonzales, Noroeste do RS. A UHE tem potência instalada de 77 MW e garantia física de 41,1 MW médios. O empreendimento é constituído de duas unidades gerado-ras, com conexão feita na SE Missões por meio de 33,5 km de linhas de transmissão de 69 kV. Trata-se de uma usina a fio d’água, com bar-ragem de seção típica de solo, vertedouro controlado por comportas, situado na margem esquerda e trecho de vazão reduzida com 4.100 m. A área do reservatório é de 2060 ha.

Já a UHE de São José tem potência de 51 MW também no Rio Ijuí, entre os municípios de Rolador, Salvador das Missões, Cerro Largo e Mato Queimado. A área do reservatório é de 2.346 ha. Esta usina também é a fio d’água, com barragem e vertedouro controlado por comportas. A UHE São José, no Rio Ijuí, abrange os municípios de Salvador das Missões, Cerro Largo, Mato Queimado e Rolador, na Re-

gião Noroeste do Rio Grande do Sul. A estrutura de barramento foi construída entre os municípios de Rolador e Salvador das Missões, e a casa de força foi instalada no município de Salvador das Missões, distante aproximadamente 530 km da capital do Estado. A tabela a seguir mostra o inventário hidrelétrico da Bacia do Rio Ijuí (situação em 2013/base 2012).


Nome do Rio Nome do AproveitamentoDistância

da foz (km)

Potência Firme

(MW méd)

Potência Instalada

(MW)

Energia Firme (MWh)

Ijuí IJ-1e - Passo São João 71,40 43,90 81,00 345.054

Ijuí IJ-2´ - São José 130,60 24,00 45,00 188.640

Ijuí IJ-3g - Ressaca 213,75 15,80 30,00 124.188

Ijuí IJ-4a - Linha Onze 334,60 14,10 26,00 110.826

Ijuí IJ-5 - Linha Três 392,60 12,90 24,00 101.394

Ijuí IJ-6 - Ajuricaba II 419,10 7,90 14,50 62.094

Ijuí IJ-7 - Barra 455,90 3,50 6,50 27.510

Palmeira PL-1 - Palmeiras 15,20 4,10 7,00 32.226

Palmeira PL-2a - Condor 21,80 2,40 4,30 18.864

Fiuza FZ-1B - Fiúza II 14,80 0,60 1,00 4.716

Fiuza FZ-2’ - Rincão do Fundo 19,80 1,20 2,00 9.432

Potiribu PT-1 - Sede II 21,20 3,60 7,00 28.296

Potiribu PT-2 - Andorinhas II 37,70 2,90 5,50 22.794

Ijuizinho 12-1 - Rincão 33,50 2,80 5,00 27.008

Ijuizinho 12-2 - Ijuizinho II 42,60 7,10 13,00 55.806

Ijuizinho IZ-3b’ - Rincão de P. Alegre 72,20 4,80 8,00 37.728

Ijuizinho IZ-4 - Fazenda Grande 142,00 2,80 5,00 22.008

Ijuizinho IZ-5a Igrejinha 163,70 1,40 2,50 11.004

Conceição CC-la - Passo da Cruz 16,20 3,80 6,80 29.868

Conceição CC-2 - Antas 44,30 1,70 3,00 13.362

Conceição CC-3 - São Miguel 54,60 1,10 2,00 8.646

Conceição CC-4 - Tigre 63,90 1,10 2,00 8.646

Conceição CC-5a - Serraria 78,80 1,10 2,30 8.646

Caxambú CX-1 São Valentim 6,50 1,60 3,00 12.576

Piratinim PR-lc - Bonito 135,11 9,70 18,00 76.242CONTINUA



Nome do Rio Nome do AproveitamentoDistância

da foz (km)

Potência Firme

(MW méd)

Potência Instalada

(MW)

Energia Firme (MWh)

Piratinim PR-2 - Jaguassango 203,11 8,50 15,00 66.810

Piratinim PR-3 - Campestre 246,91 7,40 13,50 58.164

Piratinim PR-4b - Piratinim 291,31 3,20 5,50 25.152

Piratinim PR-5 - Ilha do Lobo 318,71 1,50 2,50 11.790

Inhacapetum IN-1 - Inhacapetum 28,40 2,90 5,50 22.794

Inhacapetum IN-2b - Passo do Tibúrcio 53,30 1,20 2,00 9.432

Icamaquã IC-1 - Passo Novo 78,80 4,00 7,00 31.440

Icamaquã IC-2 - Bom Sossego 124,50 3,60 6,50 28.296

Icamaquã IC-3 - Três Capões 166,30 1,60 4,00 12.576

Icamaquã IC-4-Icamaquã 180,50 2,50 4,50 19.650

Itacurubi IT-1 - Igreja Baixa 12,40 2,00 3,50 15.720

Itacurubi IT-2- Estrela do Sul 25,60 1,70 3,00 13.362

Total Inventariado 216,00 396,90 1.697.760

CONTINUAÇÃO

INVENTáRIo DA bACIA Do RIo PARDo

A Bacia Hidrográfica do Rio Pardo está localizada na Região Central do Rio Grande do Sul e é parte integrante da Região Hidrográfica do Guaíba. Sua área de drenagem é de 3.636,79 km² e abrange 13 mu-nicípios com um total de 232.088 habitantes. A Bacia é dividida em três seções:

• amontante(partealta)constituídaporáreasdeplanaltome-ridional, com altitude superior a 500 m, onde a formação de campo predomina, com atividades de pecuária e de pequenas lavouras de subsistência, e onde estão situadas as sedes dos mu-nicípios de Barros Cassal, Boqueirão do Leão, Gramado Xavier e Lagoão;

• aparteintermediária,quecorrespondeacercadedoisquintosda área total, na encosta do planalto meridional em altitude en-tre 200 e 500 m, onde prevalecem propriedades coloniais, exis-

tindo áreas com resquícios florestais em diferentes estados de recuperação, e onde se encontram importantes elementos da fauna sul-rio-grandense, porção onde se localizam as sedes de Herveiras,PassaSete,SinimbueValedoSol;

• ajusante(partebaixa)daBacia,correspondentetambémacercade dois quintos da área total, com áreas de relevo plano e pouco ondulado, que integram geomorficamente a depressão central, composta por áreas de meandro com várzeas empregadas para cultivo de arroz irrigado e áreas mais elevadas utilizadas em pe-cuária extensiva e agricultura, especialmente de fumo, milho, soja e feijão, onde estão concentrados os maiores contingentes de população e de produção industrial na Bacia, nomeadamen-te as sedes dos municípios de Candelária, Rio Pardo, Santa Cruz do Sul e Vera Cruz.

Dos municípios que compõem a Bacia, o único que tem sede fora dos limites é Venâncio Aires (figura a seguir).

A área de geração de energia elétrica da Cooperativa Regional de Desenvolvimento Teutônia (Certel) constantemente tem apre-sentado o inventário hidrelétrico do Rio Pardo junto às lideranças regionais. Na oportunidade, a Certel tem exposto os benefícios fis-cais aos municípios, como: geração de emprego, usos múltiplos da água, regularização de vazão e redução de enchentes, sendo estas algumas das principais vantagens que a geração de energia limpa pode proporcionar.

O inventário do Rio Pardo, aprovado pela ANEEL, engloba 12 apro-

veitamentos hidrelétricos, com capacidade para gerar 54,65 MW de potência instalada.

O Rio Pardo é semelhante ao Rio Forqueta, onde a Certel construiu sua primeira hidrelétrica: a Salto Forqueta, entre São José do Herval e Putinga, cuja potência instalada é de 6,12 MW. O Rio Pardo corre den-tro de um derrame basáltico, em um vale de rocha (perau), começa no interior de Barros Cassal e segue por Gramado Xavier, Lagoão, Si-nimbu, Passa Sete, Herveiras, Vale do Sol, Candelária e Vera Cruz, desa-guando no Rio Jacuí, em Rio Pardo.

A expectativa é de que a construção de oito PCHs no Rio Pardo, com a capacidade de 36 MW, comece em um prazo de 2 anos, pois ainda depende da elaboração dos projetos ambientais para obter as licenças prévias e das licenças de instalações, a serem emitidas pela FEPAM. A previsão é que todo o processo de licenciamento esteja concluído até 2017. O investimento previsto para a construção das


A Bacia Hidrográfica Apuaê-Inhandava situa-se a Norte-Nordeste do Estado do Rio Grande do Sul, entre as coordenadas geográficas 27°14’ a 28°45’ de Latitude Sul e 50°42’ a 52°26’ de Longitude Oeste. Abrange a província geomorfológica planalto me-ridional. Possui área de 14.599,12 km² e população estimada em 355.521 habitantes, abrangendo municípios como Bom Jesus, Erechim, Lagoa Vermelha, São José dos Ausentes, Tapejara e Vacaria. Os principais corpos de água são os Rios Apuaê, I-nhandava, Cerquinha, Pelotas, Arroio Poatã e Rio Uruguai. O principal uso de água na Bacia se destina ao abas-tecimento público. O número total de aproveitamentos hidrelétricos avaliados foi de 13 (figura a seguir).

oito usinas é de R$ 240 milhões em um trecho de 55 km do Rio Pardo. O projeto está em andamento desde 2010, quando a ANEEL autori-zou a Certel a fazer um inventário hidrelétrico na Bacia do Rio Pardo. Inicialmente estava prevista a construção de 12 barragens, porém o número foi reduzido para oito, onde cada hidrelétrica terá até 7 MW de potência. A expectativa é que o incremento na oferta de energia favoreça a atração de investimentos para os pequenos municípios da região. Até mesmo as prefeituras poderão se beneficiar de royalties recolhidos pela exploração da energia hidráulica (mapa a seguir).


DESPACHO N° 3.971, DE 20 DE DEZEMBRO DE 2010. O SUPE-RINTENDENTE DE GESTÃO E ESTUDOS HIDROENERGÉTICOS DA AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL - INTERINO,

No uso das atribuições estabelecidas no art. 23, V, da Portaria MME n° 349, de 28 de novembro de 1997, com a redação confe-rida pela Resolução Normativa ANEEL n° 116, de 29 de novem-bro de 2004, bem como na Portaria n° 1.648, de 09 de novem-bro de 2010, em cumprimento ao disposto no art. 5° da Lei n° 9.074, de 7 de julho de 1995, nos arts. 3°, 3° - A, 26 e 28 da Lei n° 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e no Decreto n° 4.932, de 23 de dezembro de 2003, com suas atualizações posteriores, bem como na Resolução ANEEL n° 393, de 4 de dezembro de 1998, com suas atualizações posteriores e o que consta do Processo n°. 48500.007013/2005-10, resolve:

I. Aprovar o Estudo de Inventário Hidrelétrico do Rio Pardo, afluente pela margem esquerda do Rio Jacuí, localizado na Ba-cia 85, bacia hidrográfica do Atlântico Sudeste, no Estado do Rio Grande do Sul, apresentado pela empresa CERTEL.

II. Cooperativa Regional de Eletrificação Teutônia LTDA, inscri-ta no CNPJ sob o n° 89.777.692/0001-92.

III. Este estudo identificou um potencial total de 54,65 MW, correspondente a 12 aproveitamentos, em conformidade com o quadro abaixo:

Usina Potência (MW) Outorgada Município Rio

Barros Cassal 1,6 Anta Gorda - RS Guaporé - RS PardoGramado dos Francos 4,3 Bom Jesus - RS Jaquirana - RS PardoGramado Xavier 3,85 Ipê - RS Protásio Alves - RS PardoBarra de Ferro 7,6 Cerro Grande - RS Liberato Salzano - RS Novo Tiradentes - RS PardoLagoão 3,45 Liberato Salzano - RS Rodeio Bonito - RS PardoPasso da Grama 4,95 André da Rocha - RS PardoLinha Pinhal 5,25 Muitos Capões - RS PardoLinha Carvalho 5,75 Vacaria - RS PardoFoz do Biriba 7,25 Quevedos - RS São Martinho da Serra - RS PardoCosta do Rio 3,3 Quevedos - RS São Martinho - RS PardoPonte do Império 3,65 Júlio de Castilhos - RS Quevedos - RS PardoQuilombo 3,7 Júlio de Castilhos - RS São Martinho da Serra - RS Pardo

Total 54,65Fonte: ANEEL

INVENTáRIo DA bACIA Do RIo APUAê-INHANDAVA.

MunicípiosBarros CassalBoqueirão do LeãoCandeláriaGramado XavierHerveirasLagoãoPassa SeteRio PardoSanta Cruz do SulSinimbuVale do SolVenâncio AiresVera Cruz

Rios PrincipaisSedes MunicipaisUnidades de Estudo

Boqueirão do Leão

Vale do SolCandelária

Santa Cruzdo Sul

Rio Pardo

Vera Cruz

Sinimbu

Passa SeteHerveiras

Gramado XavierLagoão

Barros CassalAP

AP

AMP

MPAMP

AP

SMP BP

BPA

BP

MP


Fonte: Banco de Imagens do Setor Energética

Desses:

• cincoconstavamdoEstudodeInventárioSimplificadodoRioSantana elaborado pela empresa Engenharia e Empreendimen-tosS/A(CESBE);

• trêseramdoEstudodeInventárioHidrelétricodeumtrechodoRio Forquilha ou Inhandava, elaborado pela empresa Boca do MonteEnergiaLtda.;

• cincodoInventáriodoComplexoHidrelétricoAltoRioPelotas,elaboradopelaempresaPerformanceCentraisElétricasLtda.;

• doisdoEstudodeInventáriosHidrenergéticosdaBaciaHidro-gráfica do Rio Uruguai, elaborado pela Eletrosul/CNEC, e os demais estavam implantados ou em implantação na época da conclusão do estudo, em dezembro de 2005.

Na tabela a seguir, é apresentado o potencial hidrelétrico da bacia estudada sem considerar as hidrelétricas da calha principal do Pelotas e do Uruguai, existentes na porção da bacia do Apuaê-Inhandava.

Barragem Potência (MW)

PCH AVANTE 1,0

PCH ESMERALDA 22,2

PCH FORQUILHA 1 8

PCH FORQUILHA 2 6

PCH FORQUILHA 4 12

PCH MOINHO 13,7

PCH OURO 12,0

PCH SANTANA 1 3,2

PCH SANTANA 2 4,9

PCH SANTANA 3A 21,3

PCH SANTANA 4A 6,1

PCH SANTANA 5A 18,6

PCH SÃO BERNARDO 15

TOTAL 108,8

Fonte: ANEEL

O rio que está com impedimento da FEPAM para empreendimen-tos hidrelétricos é o Ligeiro (Apuaê) em toda a sua extensão. Segundo o órgão, este rio deve ser livre de barramento. Estudos de inventário não aprovados pela ANEEL apontam que o potencial de geração des-te rio chega a 100 MW.

INVENTáRIo DA bACIA Do RIo CAmAQUã

A Bacia Hidrográfica do Camaquã localiza-se na Região Central do Estado do Rio Grande do Sul, entre as coordenadas geográficas 28°50’ a 30°00’ de Latitude Sul e 52°15’ a 53°00’ de Longitude Oeste. Abrange as províncias geomorfológicas escudo sul-rio-grandense e planície costeira. Possui área de 21.259,11 km², abrangendo municípios como Arambaré, Bagé, Caçapava do Sul, Dom Feliciano e Tapes, com popu-lação estimada em 236.287 habitantes (figura a seguir).

Os principais corpos de água são o Rio Camaquã e os Arroios Sutil, da Sapata, Evaristo, dos Ladrões, Maria Santa, do Abrânio, Pantanoso, Boici e Torrinhas. O Rio Camaquã tem suas nascentes a oeste da Bacia, com desembocadura a leste na Laguna dos Patos. Os principais usos da água na bacia se destinam à irrigação e ao abastecimento público (mapa a seguir).

Rio Uruguai

Rio Apuaé

Rio Inhandava

Rio Bernardo José



ENCRUZILHADA DO SUL

BARÃO DO TRIUNFO

SÃO JERÔNIMO

BARRA DO RIBEIRO

SANTANA DA BOA VISTA

BAGÉ

LAVRAS DO SUL

HUMAITÁ

CANDIOTA PINHEIRO MACHADO

PELOTAS

TURUÇU

SÃO LOURENÇO DO SUL

AMARAL FERRADOR

CHUVISCA

TAPES

SENTINELA DO SULCERRO GRANDE DO SUL

DOM FELICIANO

CAMAQUÃ

ARAMBARÉ

CRISTAL

OCEANO ATLÂNTICO

LAGUNA DOS PATOSCANGUÇU

PIRATINI

CACEQUI


Há a possibilidade de criação de 13 PCHs no Rio Camaquã. O pro-cesso está tramitando na ANEEL e disputado, no mínimo, por três em-presas. Devido a essa disputa entre os empreendedores interessados, a seleção de alguns estudos de inventário do Rio Camaquã chegou a ser suspenso, mas a ANEEL já liberou novamente. O inventário do Rio Camaquã é o primeiro passo. Sobre vários aspectos, ele diagnosticará a hidrologia, a geologia, entre outros. Depois de aprovado o inventá-rio pela ANEEL, serão iniciados os projetos básicos. Esses trâmites têm a previsão de durar em torno de 2 anos.

Ocorre que houve mais de um estudo de inventário, gerando um processo de seleção por parte da ANEEL. Assim, a recorrente, na forma das Resoluções Normativas n° 393/1998 e 398/2001, está em disputa com terceiros para selecionar o estudo de inventário.

A tabela a seguir mostra um resumo dos estudos concorrentes para o inventário do Rio Camaquã.

InteressadoCota Inicial (Montante,

El. m)

Cota Final (Jusante,

El.m)

Queda Bruta Estudada(m)

Diferença entre

Quedas(m)

Multilagos 140,0 51,7 88,3 -86,5

Consult 225,0 50,2 174,8 00,0

MSul 166,0 49,0 117,0 -57,8

Os estudos da Multilagos contemplaram cerca de 180 km de ex-tensãodorio,entreascotasrelacionadas51,7e140m;oestudodaConsult, a partir das informações da NT, contemplou a extensão de 234km,entreascotas50,2e225m;eodaMSulcontemplouumaextensão compreendida entre os dois estudos.

No trecho comum estudado entre os concorrentes, foi obtida uma potência a instalar de 94 MW, conforme estudos apresentados (mapa a seguir).



RISCoS HIDRoLógICoS E REgULATóRIoS

A lógica da operação e despacho das usinas pelo ONS é baseada na minimização de custos para o sistema, o que significa que os ge-radores não têm controle sobre sua geração. O risco dessa operação é rateado entre as usinas hidrelétricas por meio do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que se justifica pela grande extensão territorial do País, com diferenças hidrológicas entre as regiões.

Dessa forma, o MRE realoca de forma contábil a energia, transfe-rindo o excedente daqueles que geraram além de sua garantia física para aqueles que geraram abaixo. Para assegurar o nível de confia-bilidade do sistema, a EPE e o MME estabelecem e atribuem a cada usina uma garantia física, a máxima quantidade de energia que cada empreendimento pode vender em contratos. O critério da EPE para atribuição de garantia física admite um risco máximo de déficit de 5%.

Todas as usinas hidrelétricas participam compulsoriamente do MRE, que visa o compartilhamento do risco hidrológico. O Genera-tion Scaling Factor (GSF) é a relação entre o volume de energia efe-tivamente gerado pelo MRE e a garantia física total do mecanismo.

Desde 2014, o GSF tornou-se um pesadelo bilionário para as ge-radoras hidrelétricas. A primeira causa desse desequilíbrio financeiro das geradoras se refere aos riscos hidrológicos e comerciais. Em caso de baixa pluviosidade ou se houver erro na estratégia de contratação de energia das geradoras, estas devem colher recompensas ou pre-juízo.

A segunda causa provém das políticas de expansão e operação im-postas pelo Governo, que alterou os modelos e as estratégias das ge-radoras, deixando-as expostas, de forma involuntária, com a imposi-ção de riscos para os quais não há ferramentas de gestão disponíveis.

Com isso, as geradoras hidrelétricas não possuem controle sobre as variáveis associadas à política energética do Governo. Ainda assim, o risco dessas políticas é conferido à geradora hidrelétrica.

Para recuperar o nível dos reservatórios e garantir a segurança do fornecimento de energia, acionaram-se usinas de fontes não hidráu-licas e se incentivou a redução do consumo, levando à redução da

geração total do MRE e, consequentemente, à submersão do GSF, restando às geradoras o pagamento do ônus.

Diante da situação atual do setor elétrico, fica claro que o risco do negócio de geração hidrelétrica tornou-se maior e os motivos fogem ao controle do investidor. É preciso corrigir os erros sem afastar os in-vestidores em novos leilões e, ao mesmo tempo, não transferir ainda mais para os consumidores o ônus de tarifas cada vez mais elevadas, provocando mais inflação, perda de renda, desemprego e recessão.

Esse é o grande desafio do Governo Federal. A solução é ouvir as empresas e, em conjunto, encontrar os melhores caminhos e evitar que ocorra ainda mais judicialização. Na falta de um diálogo maior com a agência reguladora, foi isso o que restou hoje às empresas para conter os enormes prejuízos.

O contrato de concessão de uma usina hidrelétrica está coberto pelo princípio constitucional da estabilidade econômico-financeira. Portanto, quando um ato do Governo causa dano, a concessionária prejudicada tem direito constitucional à reparação, fundamentada pela teoria da responsabilidade objetiva do Estado.

Liminares obtidas por geradores em ações judiciais que limitam o GSF a 95% da garantia física das hidrelétricas foram responsáveis pelo déficit bilionário na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), que foi repassado ao consumidor por meio da tarifa, conforme prevê o mesmo princípio constitucional da estabilidade econômico-financeira.

REPoTENCIAção DE USINAS

A repotenciação pode ser definida como “uma intervenção ou conjunto de intervenções nas estruturas, circuitos hidráulicos e equi-pamentos eletromecânicos envolvidos no processo de conversão energética de um empreendimento hidrelétrico já construído, com ganho simultâneo de potência e rendimento, conciliados com bene-fícios econômicos e socioambientais”.

São inúmeras as possibilidades de intervenções a título de repo-tenciação em usinas hidrelétricas, entre as quais podem ser destaca-das, tomando como base apenas os equipamentos eletromecânicos principais, as seguintes:

• reformageraldaturbina,incluindoatrocaderotorcomnovoperfil das pás (otimização), resultando em correspondente aumento de potência nominal e rendimento. O ganho em 30 termos de rendimento médio nas unidades geradoras pode ser computado diretamente como um ganho de energia assegura-dodausina;

• reformageraldogerador,comaumentodepotênciadevidoàsubstituição do estator e reisolamento das bobinas polares, nes-te último caso, utilizando isolantes de menor espessura e melhor condutividadedecalor;

• substituição ou reisolamento de transformadores elevadores.Em uma central hidrelétrica, o processo de repotenciação pode ser estruturado nas seguintes modalidades de intervenção: rea-bilitação, revitalização ou ampliação. Essas modalidades podem ser integradas conjuntamente, conforme a realidade do aprovei-tamento hidroenergético, a extensão da melhoria pretendida e a viabilidade técnica e econômica das intervenções.

A realidade do aproveitamento hidroenergético diz respeito ao seu arranjo, seu dimensionamento frente ao potencial ótimo, seu estado de conservação e suas demais particularidades.

A minimização dos custos na execução das intervenções de repo-tenciação depende de um bom planejamento, que deve integrar pro-jeto, engenharia, fornecimento, comissionamento e testes.

Modalidades de intervenção de repotenciação, das quais se pode destacar:

• ganhorealdepotência(kW);• ganhodeenergia(MWh);• ganhodeenergiaassegurada(MWh);• custototalparageraçãodaenergiaadicional(R$/MWh);• custototalparaincrementodepotência(R$/kW);• custodeindisponibilidade(R$);• valorpresentelíquido(VPL);• taxainternaderetorno(TIR);• tempoderetornodoinvestimentoerelaçãoreceita-custo.


DESEmPENHo DAS PCHS NoS LEILõES

Conforme o atual modelo regulatório brasileiro, as concessionárias distribuidoras de energia elétrica garantem suprimento adequado aos seus consumidores finais por meio de leilões regulados de com-pra de energia promovidos pela ANEEL e pela CCEE, respectivamente. Sob o sistema de contratação regulado, as concessionárias distribui-doras de energia elétrica podem contratar energia de novos projetos de 3 ou 5 anos antes do começo das operações (chamados leilões A-3 e A-5, respectivamente) e podem também contratar energia de pro-jetos já existentes 1 ano antes do suprimento (leilões A-1). Os leilões de ajuste também podem ser promovidos se forem necessários para complementar a quantidade de energia contratada para os consumi-dores finais, respeitando o limite percentual estabelecido.

Conforme estabelecido pelo Decreto n° 6.048 de 2007, novos pro-jetos baseados em fontes alternativas podem participar em quaisquer dos leilões A-1, A-3 ou A-5. Entretanto, as fontes alternativas tendem a apresentar um custo mais elevado, tornando difícil a competição com fontes convencionais de energia. Dessa forma, leilões direcionados apenas para fontes renováveis de energia, que promovem a compe-tição apenas entre essas fontes, têm sido promovidos desde 2007, visando aumentar a participação dessas fontes na geração de eletri-cidade brasileira. Nesse contexto, nos últimos leilões de fontes alter-nativas (LFAs), onde competem PCHs com projetos eólicos e projetos de geração à biomassa, os projetos eólicos têm obtido participação mais significativa.

Complementando a energia adquirida por contratação regulada, o Decreto n° 6.353 de 2008 regulamentou a contratação de energia de reserva por meio dos chamados LERs, que já eram estabelecidos na reforma regulatória do setor elétrico em 2004. O principal objetivo foi garantir a segurança de suprimento de eletricidade por meio de plantas de geração contratadas especialmente para tal propósito.

Os leilões de reserva promovidos até 2009 eram direcionados ape-nas para uma fonte de geração e, em 2010, pela primeira vez, no leilão de reserva, houve competição entre as fontes alternativas (PCH, eólica e biomassa), assim, além dos LFAs, as fontes alternativas têm tido con-siderável participação na contratação de energia de reserva.

CoNCLUSão

O PNE de 2030, desenvolvido pela EPE, projeta um crescimento médio de 3,6% ao ano no consumo final de energia até 2030. O PNE prevê também que 45% da oferta interna de energia em 2030 serão provenientes de fontes renováveis, além disso, a geração de eletri-cidade, que cresceria a uma taxa média de 4,3% ao ano, continuará muito dependente das fontes renováveis. A liderança continuará com a energia hidráulica, mas projeta-se aumento na participação da bio-massa de cana, centrais eólicas, resíduos urbanos e também de fontes não renováveis (nuclear, gás natural e carvão mineral).

Há que se ressaltar, no entanto, que a concretização desse cená-rio com essa composição de fontes na expansão planejada, predo-minantemente renováveis, depende principalmente da obtenção de licenças prévias ambientais, de modo que as usinas indicadas possam participar dos leilões de compra de energia provenien-tes de novos empreendimentos, previstos em lei. Caso contrário, uma expansão concentrada em projetos termelétricos, preferen-cialmente movidos a gás natural, poderá constituir alternativa de atendimento à demanda.

Apesar da participação crescente de outras fontes energéticas na

geração de energia elétrica, a hidroeletricidade continua sendo muito importante na expansão do setor elétrico brasileiro, contudo, deve-se considerar que os recursos hídricos de maior atratividade já foram aproveitados e verifica-se que futuros projetos hidrelétricos de gran-de porte deverão ocupar áreas menos povoadas e economicamen-

te pouco desenvolvidas, exigindo custos de implantação elevados e grandes áreas para seus reservatórios, causando impactos ambientais e contribuindo com a emissão de gases de efeito estufa.

Como há uma forte tendência mundial para a geração distribuída, utilizando fontes de energias renováveis, as PCHs constituem-se em uma importante e promissora oferta de energia elétrica para o País, que possui um grande potencial para esse tipo de aproveitamento, podendo se beneficiar dos créditos de carbono.

No Brasil, entretanto, nos últimos leilões de fontes alternativas de energia e de energia de reserva, observou-se que as PCHs perderam competitividade nesse ambiente frente a outras fontes alternativas, em especial, a eólica. Nesses leilões, a energia das usinas eólicas foi contratada ao preço médio de R$ 130,00/MWh e a energia das PCHs ao preço médio de R$ 142,00/MWh. O resultado foi a contratação de apenas 130 MW de potência instalada de PCHs contra 2.000 MW de usinas eólicas.

Levantamentos realizados mostram que há boas perspectivas para o desenvolvimento das PCHs no Brasil, de modo que há possibilidade de o atual potencial de geração de energia elétrica de PCH aumentar dos atuais 5.247 MW até 11.800 MW. Além desse potencial disponível e do tamanho do mercado, as PCHs apresentam outras vantagens que devem ser consideradas, como, por exemplo, menor impacto ambiental quando comparadas com empreendimentos convencio-nais, o desenvolvimento social, a geração de empregos e a geração descentralizada, próxima aos pontos de consumo, assim desoneran-do o sistema de transmissão e diminuindo as perdas.

Por fim, outro ponto importante a ser considerado é que as PCHs apresentam um cenário bastante otimista tanto para a repotenciação e recapacitação de empreendimentos antigos como para o potencial de instalação de novas plantas.

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14 SME PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS