Qual a perspectiva das PCH para futuro? - CERPCH - Unifei

ACF Maria Carneiro
Ano 8 Revista n° 31
SET/OUT/NOV-2006
Qual a perspectiva das PCH para futuro?
What is the future perspective on the SHPs?
Veja o que os principais agentes do setor têm a dizer
See what the sector agents has to say
e mais and more
Agentes se reúnem para discutir o futuro das PCH no Brasil.
Agents get together to discuss the future of the SHPs in Brazil
Brasil sediará o principal Simpósio de maquinas hidráulicas - IAHR
Brazil will hold the main symposium on hydraulic machines - IAHR
Artigos Técnicos
Tecnical Articles
Agenda de eventos
Events Schedulle

Comitê Diretor do CERPCH
Director Committee
Ivonice Aires Campos
ivonicecampos@gmail.com
Geraldo Lúcio Tiago Fº
tiago@unifei.edu.br
Gilberto Moura Valle Filho
gvalle@cemig.com.br
Patrícia Cristina P. Silva
fapepe@unifei.edu.br
Célio Bermann
cbermann@iee.usp.br
Hélio Goulart Júnior
helio@furnas.gov.br
José Carlos César Amorim
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antoniorenno@eletrobras.gov.br
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Editorial
Editorial
Editor
Jornalista Resp.
Redação
Projeto Gráfico
Diagramação e Arte
Tradução
Equipe Técnica
Presidente
Secretário Executivo
CEMIG
Fapepe
IEE/USP
FURNAS
IME
Eletrobrás
ANEEL
Geraldo Lúcio Tiago Filho
Fabiana Gama Viana
Camila Rocha Galhardo e
Fabiana Gama Viana
Orange Design
Adriano Silva Bastos
Adriana Candal
Cidy Sampaio da Silva e
Paulo Roberto Campos
PCH Notícias & SHP News
é uma publicação trimestral do CERPCH
The PCH Notícias & SHP News
is a three-month period publication made by CERPCH
Tiragem/ Edition: 4.500 exemplares/ issues
Foto capa:
CH Santa Merênciana por G.L.,Tiago Filho
Av. BPS, 1303 - Bairro Pinheirinho,
Itajubá - MG - Brasil
cep: 37500-903
e-mail: pchnoticias@unifei.edu.br
Tel: (+55 35) 3629 1443
Fax: (+55 35) 3629 1265
ISSN 1676-0220
02
Prezados leitores
A tendência da geração distribuída e
a utilização de fontes renováveis de energia
é crescente em todo o planeta. O suprimento
de energia e o aquecimento global
são preocupações centrais de nosso
tempo. As preocupações principais estão
relacionadas com uma possível crise de
energia, quando se poderia ficar sem
combustível fóssil suficiente, e, fundamentalmente,
uma possível exaustão da
capacidade do meio ambiente de absorver
poluição. A criação do acordo mundial
para a redução das emissões de CO2
em 2005 (Protocolo de Kyoto) e os programas
de incentivo à matriz energética
como o Proinfa, colocaram as fontes renováveis
de energia em uma situação privilegiada.
No Brasil o panorama é ainda mais favorável;
país não anexo I e detentor de
grande potencial para a energia renovável,
têm recebido investimentos externos,
tanto para os projetos de MDL como
para pesquisas nesta área de atuação.
O Brasil é sabidamente um país de
enorme potencial hidráulico, haja vista,
que 73% de sua matriz energética é de
origem hidráulica. Sua eletrificação teve
início com as Pequenas Centrais Hidrelétricas
(PCHs), seguidas por um período
de exploração de grandes aproveitamentos
hidráulicos. Atualmente estamos
enfrentado a retomada dos investimentos
nas PCHs, com tecnologia 100%
nacional e capacidade de atendimento
da demanda interna possíveis exportações
de bens e serviços.
Diante deste cenário a 31º edição da
Revista PCH Noticias e SHP News trás a
cobertura da II Conferência de PCH Mercado
& Meio ambiente realizada entre os
dias 07 e 10 de novembro para discutir
os aspectos relevantes as PCHs e reunir
os principais agentes do setor. Nesta edição
será possível conhecer alguns dos artigos
técnicos aprovados para a conferência.
Geraldo Lúcio Tiago Filho
Dear readers
The trend towards distributed generation
and the use of renewable sources
of energy is growing all over the planet.
The supply of power and the global warming
are pivotal concerns of our time.
The main concerns are related to a possible
energy crisis, when there would not
be enough fossil fuels and, mainly, the exhaustion
of the capacity of the environment
to absorb pollution. The creation of
the world agreement aiming at reducing
the emissions of CO2 in 2005 (Kyoto Protocol)
and the programs such as
PROINFA (a program that encourages power
production out of alternative sources
of energy) have placed renewable
sources in a privileged position.
In Brazil, the scenario is even more favorable;
non-Annex I country and having
a significant potential towards renewable
energy, Brazil has been receiving
foreign investments for both CDM projects
and researches in this area.
Brazil is widely known as a country
that has a huge water potential – its
energy matrix is 73% based on waterbased
power. The country's electrification
started with Small Hydropower Plants
(SHPs) and they were followed by a period
when large water potentials were explored.
Today, we are resuming the investments
in SHPs, with a technology
that is 100% national, the capacity of meeting
the internal demand and possible
exportation of goods and services.
Facing this scenario, the 31st issue of
the magazine PCH Noticias e SHP News
brings articles covering the II Conferência
de PCH Mercado & Meio ambiente
(the second meeting on SHP Market &
Environment), which was help between
November 7th and 10th in order to discuss
the relevant aspects regarding
SHPs and gather the principal agents of
the sector. Also, this issue will show some
of the papers that were approved for
the meeting.
Geraldo Lúcio Tiago Filho

Editorial
Editorial02
Internauta
Internet Space10
Eventos
Events 40
Qual a perspectiva das PCH para futuro?
What is the future perspective on the SHPs?
O maior portifóli
Eventos
Events 04
Agentes se reúnem para discutir o futuro das PCH no Brasil
Agents get together to discuss the future of the SHPs in Brazil
Brasil sediará o principal Simpósio de maquinas hidráulicas - IAHR
Brazil will hold the main symposium on hydraulic machines - IAHR
Artigos Técnicos
Tecnical Articles 11
Agenda
Schedulle39
Intermediação de negócios
Mais de 38 centrais em carteira, cerca de 220 MW de potencia divididos entre plantas com licença prévia, licença de implantação, licença de
operação e até centrais em operação.
Comercialização de energia
40 MW de energia de PCH disponíveis para comercialização.
o
Projetos de repotenciação
08 anos de experiência comprovada em na elaboração de projetos de repotenciação e recapacitação de antigas centrais.
Sempre a melhor solução para a sua empresa.
de pe
qu
enas e
Serviço de atendimento ao cliente: pchnegocios@gmail.com médias centrai
s
hidre
létric
as
.
03

Por Camila Rocha Galhardo
Abertura
A abertura aconteceu em clima de descontração,
os membros da mesa instigaram
o debate entre os participantes. Foram
levantados alguns aspectos importantes como
a existência de um potencial remanescente
voltado para as PCH e a inexistência
de um estudo determinístico. Segundo o
Sr. Armando Shalders só no estado de São
Paulo existem cerca de 60 centrais desativadas.
Estiveram presentes na sessão de abertura
o Sr. Sergio Augusto de Arruda Camargo
Presidente do Conselho Curador da Fundação
Energia e Saneamento do estado de
São Paulo, Sr. Armando Shalders Neto, Coordenador
de Energia da Secretaria Estadual
de Energia, Recursos Hídricos e Saneamento
de São Paulo, Sra. Ivonice Aires
Campos presidente do CERPCH, Prof. Geraldo
Lúcio Tiago Filho (Prof. Tiago) Diretor
do Instituto de Recursos Naturais da Universidade
Federal de Itajubá e o Eng. Augusto
Machado Coordenador de Fontes
Alternativas do MME.
Programas de incentivo
Durante a palestra do Sr. Arnaldo Cébolo,
da Eletrobrás, realizada na manhã do
dia 8, abordando o estágio atual do Programa
de Incentivos às Fontes Alternativas de
Energia (Proinfa). Esta também garantida
através da lei 10.438/02 a realização da segunda
etapa do programa, condicionada,
porém à conclusão da primeira fase, medi-
04
EVENTOS
Agentes se reúnem para discutir o futuro das PCH’s no Brasil
Entre os dias 07 e 09 de Novembro
cerca de 270 agentes do setor se reuniram, em São Paulo,
para discutir o futuro das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH). A II Conferência de
PCH Mercado & Meio Ambiente foi realizada pelo Centro Nacional de Referência de PCH e a Universidade Federal
de Itajubá em parceria com a Método Eventos e com apoio do Ministério de Minas e Energia, Ministério de Ciência e Tecnologia, Petrobras,
ALSTOM Brasil, Andritz Va Tech Hydro, AES Tietê e Infoenergy, Grupo Rede Comercializadora, Ecosecurities, Capes, EDP e NC Energia.
Sob diversos aspectos a tecnologia das PCHs constitui uma oportunidade para diversos setores da economia na busca de expansão
dos benefícios da eletrificação com base no desenvolvimento sustentável. Daí a idéia de se criar um espaço para discutir a tecnologia e estado
da arte das Pequenas Centrais Hidrelétricas visando a aplicação desta tecnologia para o atendimento de sistemas isolados e geração
distribuída, além de discutir as questões relacionadas.
ante a contratação da meta de 3.300MW
A segunda fase inclui a contratação de
no mínimo 15% do incremento anual de carga
e com a meta de atingir o atendimento
de 10% do consumo através de fontes de Biomassa,
PCH e Eólica no prazo de 20 anos,
além de prever a nacionalização mínima de
90% de equipamentos e serviços.
Ainda sobre o Proinfa em sua apresentação
a diretora do Departamento de Desenvolvimento
Energético do MME Sra. Laura
Porto destacou os resultados esperados
da primeira fase como a absorção de novas
tecnologias, a diversificação de produtores
e de fontes de energia, complementaridade
das fontes hídricas, biomassa e eólica, a redução
de emissão de gases do efeito estufa
e a geração de cerca de 150 mil empregos
diretos e indiretos. Segundo Porto, oportunidades
para a discussão dos rumos das
energias alternativas serão profícuas para
as futuras ações do MME, destacando a importância
da criação de mecanismos para
esta interface.
O Sr. Geraldo Ney, da Cemig apresentou
o programa “Minas PCH”, responsável
pelo cadastro de 34 projetos em fase de
pré-seleção, análise de viabilidade e estruturação
final do projeto, que poderão trazer
um acréscimo de 523 MW à matriz energética.
Panorama
A tendência da geração distribuída e a
utilização de fontes renováveis de energia
é crescente em todo o planeta. O suprimento
de energia e o aquecimento global
são preocupações centrais de nosso tempo.
As preocupações principais estão relacionadas
com uma possível crise de energia,
quando se poderia ficar sem combustível
fóssil suficiente, e, fundamentalmente,
uma possível exaustão da capacidade do
meio ambiente de absorver poluição. A criação
do acordo mundial para a redução das
emissões de CO2 em 2005 (Protocolo de
Kyoto) e os programas de incentivo à matriz
energética como o Proinfa, colocaram
as fontes renováveis de energia em uma situação
privilegiada.
No Brasil o panorama é ainda mais favorável;
país não anexo I e detentor de grande
potencial para a energia renovável, têm
recebido investimentos externos, tanto para
os projetos de MDL como para pesquisas
nesta área de atuação.
O Brasil é sabidamente um país de enorme
potencial hidráulico, haja vista, que
73% de sua matriz energética é de origem
hidráulica. Sua eletrificação teve início com
as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs),
seguidas por um período de exploração de
grandes aproveitamentos hidráulicos. Atualmente
estamos enfrentado a retomada
dos investimentos nas PCHs, com tecnologia
100% nacional e capacidade de atendimento
da demanda interna e possíveis exportações
de bens e serviços.
No que tange aos serviços de O&M é possível
dimensionar seus custos em relação à

Agents get together to discuss the future of the SHPs in Brazil
Opening Ceremony
The opening ceremony took place in a
relaxed environment, when the members
of the board instigated the debate among
the participants. Some important issues were
raised such as the existence of a remaining
potential towards SHPs and the inexistence
of a determining study. According Mr.
Armando Shalders in the state of São Paulo
alone, there are about 60 inoperative plant.
Mr. Sergio Augusto de Arruda Camargo
(president of the Curator Board of the Foundation
for Energy and Sanitation of the state
of São Paulo), Mr. Armando Shalders Neto
(Energy Coordinator of the State Secretary
of Energy, Water Resources and Sanitation
of the state of São Paulo), Ms. Ivonice
Aires Campos (President of CERPCH - National
Center of Reference for Small Hydropower
Plants), Professor Geraldo Lúcio Tiago
Filho (Director of the institute for Natural
Resources of the Federal University of
Itajubá) and the Engineer Augusto Machado
(Coordinator of the Alternatives Sources
of Energy with the Ministry of Mines and
Energy) were present at the opening ceremony.
Incentive Programs
In the morning of the 8th, Mr. Arnaldo
Cébolo, Eletrobrás, delivered a lecture
about the current phase of PROINFA (a program
that encourages power production
out of alternative sources of energy). Mr.
Cébolo confirmed that the second phase of
the program will be carried out and it is guaranteed
by 10438/02. However, it is conditioned
to the conclusion of the first phase,
i.e., there must be a purchase of 3,300 MW.
In addition to a minimum equipment
and service nationalization of 90%, the second
phase includes the purchase of at least
15% of the load annual increase and
with the goal of achieving 10% of the consumption
out of biomass, SHPs and wind
sources within a deadline of 20 years.
Still about Proinfa, the Director of
Energy Development of the Ministry of Mines
and Energy, Ms. Laura Porto, highlighted
the results expected during PROINFA's
first phase such as the absorption of new
technologies, the diversification of producers
and energy sources, the complementariness
of water, biomass and wind sources,
the reduction in the emission of greenhouse
gases and the generation of nearly
150 thousand direct and indirect jobs.
According to Ms. Porto the opportunities for
discussing the paths of the alternative sources
of energy will be useful for the future actions
of the Ministry of Mines and Energy,
highlighting the importance of mechanisms
for this interface.
Mr. Geraldo Ney (CEMIG) presented the
program “Minas PCH” (SHP Minas), responsible
for registering 34 projects undergoing
the pre-selection phase, feasibility analysis
and final structuring of the project. These
projects may be able to add 523 MW to the
energy matrix.
EVENTS
By Camila Rocha Galhardo
Translation Adriana Candal
Between
November 7th and 9th, nearly
270 agents of the sector got together in São Paulo to discuss
the future of the Small Hydropower Plants (SHPs). The II Conferência de PCH Mercado
& Meio Ambiente (2nd Meeting on SHP Market & Environment) was held by the CERPCH (National Center of Reference
for Small Hydropower Plants) and UNIFEI (Federal University of Itajubá) in a partnership with Método Eventos and the support of
the Ministry of Mines and Energy, the Ministry of Science and Technology, Petrobras, ALSTOM Brasil, Andritz Va Tech Hydro, AES Tietê and
Infoenergy, Grupo Rede Comercializadora, Ecosecurities, Capes, EDP and NC Energia.
Under several aspects, the SHP technology constitutes an opportunity for several sectors of the economy in order to expand the benefits
of electrification based on sustainable development. That was how the idea of creating a space to discuss the technology and the stateof-the
art of the SHPs came up, aiming at using this technology for meeting the demand of isolated systems and distributed generation.
Overview
The trend towards distributed generation
and the use of renewable sources of
energy is growing all over the planet. The
supply of power and the global warming are
pivotal concerns of our time, when there
could be a shortage of fossil fuels and, mainly,
the exhaustion of the capacity of the
environment to absorb pollution. The creation
of the world agreement aiming at reducing
the emissions of CO2 in 2005 (Kyoto
Protocol) and the programs such as
PROINFA (a program that encourages power
production out of alternative sources of
energy) have placed renewable sources in
a privileged position.
In Brazil, the scenario is even more favorable;
non-Annex I country and having a
significant potential towards renewable
energy, Brazil has been receiving foreign investments
for both CDM projects and researches
in this area.
Brazil is widely known as a country that
has a huge water potential – its energy matrix
is 73% based on water-based power.
The country's electrification started with
Small Hydropower Plants (SHPs) and they
were followed by a period when large water
potentials were explored. Today, we are resuming
the investments in SHPs, with a
technology that is 100% national, the capacity
of meeting the internal demand and
possible exportation of goods and services.
As far as O&M services are concerned, it
is possible to dimension their costs in relati-
05

energia gerada. Assim, para as PCHs com
potência instalada superior a 20 MW, é aceitável
considerar um custo aproximado de
R$ 9,50 / MWh. Afirma Rubens Brandt do
Grupo Energia
Apenas para se delimitar o universo desta
expansão, em estudo recente do
CERPCH, foi levantado um potencial da ordem
de 25 GW para as PCHs.
Além
do potencial disponível e do tamanho
do mercado, as PCH apresentam outras
vantagens que devem ser levadas em
conta:
O
impacto ambiental baixo e distribuído:
ao contrário dos grandes empreendimentos,
onde há uma concentração de impactos
ambientais principalmente aquele
resultante da criação de reservatórios, uma
potência equivalente de PCHs, representará
vários pequenos empreendimentos, distribuídos
em diferentes bacias hidrográficas,
e cujo somatório de área de reservatório
certamente será menor.
Agente
de desenvolvimento social: a
maioria das PCH ora em construção ou em
análise ou em estudo encontram-se em áreas
com baixos índices de desenvolvimento
humano (IDH), e dessa forma, sua implantação
poderá resultar em um forte agente
de desenvolvimento social,
Geração
de empregos: como a indústria
nacional detém o domínio de toda a cadeia
produtiva das PCHs, o desenvolvimento
de programas de implantação de novas
plantas representará a geração de empregos
Oportunidades de Negócios
“O mercado de PCH está aquecido” afirma
Gabetta. Vários dos especialistas reunidos
durante o evento traçaram um perfil do
mercado atual de investimento das Pequenas
Centrais Hidrelétricas. Alguns dos pontos
levantados foram: o cenário mundial favorável
aos investimentos, a capacidade do
mercado nacional em atrair o capital internacional,
as boas taxas internas de retorno
dos empreendimentos, aumento da confiabilidade
na livre contratação e os benefícios
legais destinados a contratação de energia
renovável.
Luciano Freire, da AES, ressaltou as opções
de venda de energia de uma PCH, que
poderá atuar no Proinfa, nos leilões do
Ambiente de Contratação Regulado, auto -
produção, ou ainda no mercado livre como
produtor independente, através de contratos
bilaterias com as distribuidoras e com
parcerias com os comercializadores.
O mercado busca por novos projetos,
mas existe uma escassez de novos empreendimentos
principalmente face às dificuldades
de se constituir PPAs garantidores do
projeto, afirma Freire
Outra demanda emergente no mercado
de PCH é a certificação de Projetos de MDL
06
EVENTOS
(Mecanismo de Desenvolvimento Limpo).
O Brasil foi o primeiro país a aprovar a metodologia
de certificação par projetos de PCH.
Atualmente estão em fase de elaboração e
análise cerca de 200 projetos. Segundo
Newton Paciornik do MCT “hoje no Brasil
existem 196 projetos em diversas áreas e
estágios de desenvolvimento”.
Sessão técnica
A II Conferência recebeu 30 trabalhos
para análise sendo escolhidos os 20 melhores,
e os autores apresentaram suas pesquisas
durante a sessão técnica do evento.
Os temas atendidos foram; Analise Financeira,
Aspectos Legais e Institucionais;
Tecnologia e Desenvolvimento e Meio Ambiente
e Responsabilidade Social.
A sessão foi dividida em duas partes a
primeira sob coordenação do Prof. Célio Bermann
da USP e a segunda sob coordenação
do Prof. Fernando Braga da Unifei.
Alguns dos trabalhos apresentados estão
na seção técnica desta edição.
Evento Cultural
Em parceria com a Fundação Energia e
Saneamento foi realizado um coquetel no
Museu da Energia de São Paulo, edifício datado
de 1894, com projeto de Ramos de
Azevedo e que pertenceu à família de Santos
Dumont. Localizado na região central,
no bairro de Campos Elíseos, em São Paulo,
o casarão foi totalmente restaurado pela
Fundação Energia e Saneamento e hoje
abriga o Museu da Energia de São Paulo.
Durante o coquetel os participantes puderam
visitar a exposição "14 Bis - O primeiro
vôo do mais pesado que o ar", feita
pela Associação Brasileira dos Artistas Plásticos
de Colagem, em comemoração ao centenário
do 14 Bis, e também a exposição do
artista plástico Sérgio Gregório - Desenhos,
Esculturas e Relevos, concebida a partir
de estudos sobre a tridimensionalidade
e inspirados no 14 Bis.
Meio Ambiente
Um dos temas mais polêmicos tratados
durante a II Conferência de PCH, foi o meio
ambiente. Os palestrantes da sessão o Sr.
Décio Michellis Jr do Grupo Rede e o Sr. Mozart
Siqueira da Brennand Energia relutaram
proporcionados pelo processo de licenciamento
e os custos do licenciamento para
o empreendedor. Dentre os principais argumentos
apresentados está; a não uniformidade
em relação aos custos dos Licencia-
Participantes no evento cultural
mentos Ambientais da PCHs nos Estados
Brasileiros. Foi ressaltada a tendência de
crescimento desses custos o que poderá trazer
dificuldades para implantação dos projetos.
Além disso, existe a questão das
ações mitigadoras aplicadas aos empreendedores
que não seguem padrões pré - estabelecidos.
Segundo Siqueira, “Estima-se que dos
custos totais dos projetos, o licenciamento
ambiental para as PCHs representam, em
média, de 1% a 3% do valor do projeto.
Internacional
Canadá e Costa Rica enviaram representantes
ao evento. O Sr. Tony Tung do Natural
Resources do Canadá, o Sr. Wiliam
Blanco e Sr Federico Jimenez da Jasec da
Costa Rica apresentaram as possibilidades
de parceria entre o Brasil e seus paises de
origem.
O Canadá apresentou a necessidade de
se investir em pesquisas na área de turbinas
de baixa queda e ressaltou a importância
do intercambio entre indústrias e universidades
de Brasil e Canadá na busca de
soluções comum, uma vez que as matrizes
elétricas dos dois paises apresentam semelhanças.
Já a Costa Rica ressaltou a importância
da integração energética da América Latina,
criando um mercado regional para o desenvolvimento
sustentável.
A III edição do evento ocorrerá entre os dias 09 a 11 de outubro. O evento
adquiriu o caráter anual após solicitações dos participantes e patrocinadores.
A realização da próxima edição foi anunciada pelo Prof. Tiago coordenador
do evento e secretário executivo do CERPCH.
Para maiores informações entrem em contato com Camila:
pchnoticias@unifei.edu.br

Da esquerda para a direita, Lúcio de Medeiros - ICF
Laura Porto -MME, Décio Michellis - Grupo Rede
on to the generated energy. Thus, for SHPs
with an installed power above 20 MW, it is
acceptable to consider a cost of approximately
R$ 9.50 / MWh, says Mr. Rubens Brandt
(Grupo Energia).
Only for the sake of delimitating the universe
of this expansion, a recent CERPCH
study found a potential for SHPs of roughly
25 GW.
Besides the available potential and the
size of the market, the SHPs present other
advantages that must be taken into account:
Low
and distributed environmental impact:
contrary to the large enterprises where
there is a concentration of environmental
impacts, mainly those resulting from the
creation of reservoirs, a power equivalent
to the SHPs will represent several small enterprises
distributed in different basins,
and of course, the area of the reservoir will
certainly be smaller;
Social
developing agent: most of the
SHPs that are either being constructed or
undergoing the analysis of study phase are
located in areas that present a low Human
Development Index (IDH), and this way,
their implementation may result in a powerful
agent towards social development;
Job
generation: as the national industry
holds the domain of all the SHP productive
chain, the development of programs
aiming at the implementation of new
plants will represent the generation of new
jobs.
Business Opportunity
“The SHP market is fueled” says Mr. Gabetta.
Several experts that were together
during the event drew a profile of today's
SHP investment market. Some of the topics
they talked about were: the world scenario
that is favorable for the investments, the capacity
of the national market for attracting
foreign capital, the good internal rates of return
of the enterprises, rise in the reliability
of the free purchase agreement and the legal
benefits that are destined to the purchase
of renewable energy.
Mr. Luciano Freire (AES) highlighted the
options regarding the sale of the SHP
energy, which can be part of PROINFA, of
the ACR auctions (a market managed by a
governmental agency that is in charge of
selling and purchasing energy), used for
self-dealing or traded in the free market as
an independent producer through bilateral
contracts with the distributors and through
partnership with traders.
The market is looking for new projects,
but there is a shortage of new enterprises,
mainly because of the difficulty in constituting
PPAs that can guarantee the projects,
says Mr. Freire.
Another emerging demand within the
SHP market is the certification of CDM (Clean
Development Mechanisms) projects.
Brazil was the first country to approve the
methodology used for certifying the SHP
projects. There are currently nearly 200
projects undergoing their elaboration or
analysis phase. According to Mr. Newton Paciornik
(MCT) Brazil has today 196 projects
in several areas and development phases.
Technical Session
The Meeting received 30 papers. After
their analysis, the best 20 were selected
and the authors presented their researches
during the technical session of the event.
The topics were: Financial Analysis, Legal
and Institutional Aspects, Technology
and Development and Environment and Social
Responsibility.
The session was divided into two parts:
the first was in charge of Professor Célio
Bermann (USP) and the second one was under
the coordination of Professor Fernando
Braga (Unifei).
Some of the works that were presented
are in the technical section of this issue.
rd th th
The 3 Meeting will be held between October 9 and 11 . The event became
annual after requests coming from the participants and sponsors.
The next meeting was announced by Professor Geraldo Lúcio Tiago Filho,
CERPCH's Executive Secretary and the coordinator of this year's meeting.
For more information, your contact is Camila:
pchnoticias@unifei.edu.br
EVENTS
Cultural Event
By means of a partnership with the
Foundation for Energy and Sanitation, there
was a cocktail party at the Energy Museum
of São Paulo. The building that was constructed
in 1894 and designed by Ramos de
Azevedo used to belong to Santos Dumont's
family. Located in the central part of
the city of São Paulo, the mansion was completely
restored by the Foundation.
During the cocktail party the participants
could visit the exhibit "14 Bis - O primeiro
vôo do mais pesado que o ar" (14 Bis
– the First Heavier than Air Flight), which
was made by several Brazilian artists to celebrate
the 100th anniversary of 14 Bis.
There was also an exhibit of the artist Sérgio
Gregório – drawings, sculptures, etc,
conceived from studies on 'tri-dimensionality'
and inspired in.
Environment
One of the most controversial topics during
the Meeting was the environment. The
lecturers of this session Mr. Décio Michellis
Jr (Grupo Rede) and Mr. Mozart Siqueira
(Brennand Energia) positioned themselves
against the obstacles caused by the licensing
process and the licensing costs for the
entrepreneur. Among the main points that
were presented they mentioned the nonuniformity
regarding the SHP Environmental
Licensing costs in the Brazilian states.
The trend towards the rise in these costs
was also highlighted, which can bring difficulties
to the implementation of the projects.
In addition, there is the issue concerning
the mitigating actions applied to the
entrepreneurs that do not follow the preestablished
standards. According to Mr. Siqueira
it is estimated that out of the project
total costs, the SHP environmental licensing
represent an average from 1% to 3%
of the value of the project.
International
Canada and Costa Rica sent representatives
to the event. Mr. Tony Tung (Canada
Natural Resources), Mr. Wiliam Blanco and
Mr. Federico Jimenez (Jasec - Costa Rica)
presented the possibilities of partnerships
between Brazil and their countries.
Canada talked about the need to invest
in researched on low head turbines and
highlighted the importance of an exchange
program between Brazilian and Canadian
industries and universities. This program
would search for common solutions, given
that both countries present similar electric
matrices.
Costa Rica highlighted the importance
of the energy integration in Latin America,
creating a regional market aiming at sustainable
development.
07

Estruturação da candidatura:
Para estruturar a proposta de lançamento da candidatura do
Brasil, o grupo, desenvolveu uma carta relatando as potencialidades
do Brasil e, por extensão do Mercosul e dos demais países da
América Latina quanto mercado de máquinas hidráulicas e outros
hidromecânicos, tais como as grandes centrais ora em discussão
no Brasil, tal como Jirau e Santo Antonio no rio Madeira, que juntas
terão potência na ordem de 6.450 MW e, de acordo com o projeto
básico, representam a instalação de mais de 60 grupos geradores
do tipo bulbo, com diâmetros na ordem de 8 metros, Belo Monte ,
com potência estimada em 11.000 Megawatts (MW). Além da possibilidade
de transposição do rio São Francisco, onde está prevista
a instalação de bombas hidráulicas de 10MW, além disso, foi elaborado
um folder, já com sugestões de datas, e com base no material
cedido pela ALSTOM, de Itaipu Binacional e da Embratur/Ministério
do Turismo, foi editado um filme de institucional onde mostrava alguns
aspectos sócio-econômicos do Brasil, paisagens do Pantanal
e imagens de Itaipu., com duração de 13 minutos.
Por ocasião da realização do evento, a recepção da missão de
candidatura foi muito calorosa em Yokohama, destacando-se o
prof. François Avellan, presidente do Comitê Executivo da IARH, seção
Máquinas Hidráulicas e professor Junichi Kurokawa , chairman
do evento e do prof. Hiroshi Tanaka, que se esforçaram em atender
08
EVENTOS
Brasil sediará o principal Simpósio de maquinas hidráulicas - IAHR
o
Por Geraldo Lucio Tiago F , colaboração Camila Rocha Galhardo
Translation Adriana Candal
Com forte apoio institucional da Alstom Power do Brasil, a comissão nomeada para lançar a candidatura do Brasil para sediar o 24th
Simposium da International Association Researches on Hydraulics, seção Máquinas Hidráulicas e Sistemas, logrou êxito. O próximo simpósio
será no Brasil.
Esse evento é promovido a cada dois anos pela International Association Engineering and Reserch – IAHR. Esse ano o evento foi realizado
em Yokohama, no Japão.
A candidatura do Brasil nasceu da consulta do prof. François Avellan, da Escola Politécnica Federal de Lousanne, Suíça, presidente da
seção de Máquinas Hidráulicas e Sistemas da IAHR, cujo interesse é aproximar a associação da América do Sul, devido à importância da região
no contexto mundial de máquinas hidráulicas.
Em uma reunião L'Hotel em São Paulo no dia 14 de setembro, organizada pela ALSTOM, participaram representantes da indústria nacional,
como da VOITH e da ANDRITZ VATECH e ALSTOM, além de representante de universidades brasileiras, tais como a Universidade Federal
de Itajubá – UNIFEI, Universidade de São Paulo – USP, Universidade de Taubaté – UNITAU e do Instituto Militar de Engenharia – IME.
Uma vez discutida a possibilidade de o Brasil sediar a próxima edição do evento, foi constituída uma comissão para a elaboração da proposta
de candidatura e da comissão que representaria o Brasil em Yokohama, ficando constituída pelas seguintes pessoas: Prof. Dr. Geraldo
Lúcio Tiago Filho do CERPCH - UNIFEI; Prof. Dr. Afonso Henriques Moreira Santos do CERNE - UNIFEI; do Prof. Dr. Giorgio E. O. Giacaglia
da UNITAU; do Prof. Dr. José Carlos César Amorim – IME; Prof. Dr. Demetrio Cornilhos Zachariadis – USP e do Eng. Antônio Puzzo.da
Puzzo representações, representando a ALSTOM.
as necessidades da missão, colocando-a e pleno contato com o Comitê
Executivo da IARH.
No dia 19, em reunião do Comitê Executivo da seção de Máquinas
Hidráulicas e sistemas do IARH, os professores Afonso Henriques
e Geraldo L Tiago Fo, foram apresentados a todo o Comitê e
puderam apresentar a candidatura do Brasil. Na ocasião, o prof.Romeo
Resiga da Romênia, que também tinha intenção de sediar o
24th evento, gentilmente declinou e aceitou sediar o 25th.
No dia 21, na Cerimônia de Encerramento, de forma solene, o
Brasil foi apresentado pelos professores Afonso H M Santos e Geraldo
Lúcio Tiago Fo como sede do 24th Symposium on Hydraulic
Machinery da Systems, da International Association for Hydraulic
Reserach – IAHR, que obteve aprovação de toda a platéia.
Ficou acertado que o evento será realizado na cidade de Foz do
Iguaçu, onde se encontram as mundialmente famosas Cataratas
do Iguaçu e Central Hidrelétrica de Itaipu, que certamente serão cenários
bastantes adequados para a realização e o sucesso do evento.
Agradecimentos
Ao sucesso da missão deve-se agradecer à ALSTOM do Brasil,
na pessoa do seu Diretor Geral Carlos Alberto C. Almeida, que não
mediu esforços em dar apoio à missão, e viabilizou a ida de todos
os membros da comissão.

Brazil will hold the main symposium on hydraulic machines - IAHR
Candidacy structuring
In order to structure the proposal for launching Brazil as a candidate,
the group developed a letter reporting Brazil's potentials,
and also the potentials of Mercosul and of the other Latin American
countries regarding the market of hydraulic machines and other
hydro-mechanical equipment. The main projects that were presented
were the large hydroelectric plants that are now being discussed
in Brazil such as Belo Monte Hydroelectric Plant with a estimate
power of 11,000 Megawatts (MW) and the plants of Jirau and
Santo Antonio in the River Madeira, which together will have a power
ranging about 6,450 MW, and represent the installation of more
than 60 bulblike generating groups with approximately a diameter
of 8 meters. There is also the possibility of the transposition of
the River São Francisco, where the installation of hydraulic pumps
of 10MW is forecast.
Some folders were prepared, showing the possible dates for
the event, and an institutional video showing some socio-economic
aspects of the country, as well as o the landscape and images of Itaipú
was also produced, based on materials given by ALSTOM, Itaipu
Binacional and Embratur/Ministry of Tourism.
During the event in Yokohama, the Brazilian group was warmheartedly
received, mainly by Professor François Avellan, Professor
Junichi Kurokawa, chairman of the event and Professor Hiroshi
Tanaka, who did not measure their efforts to fulfill the needs of the
EVENTS
With a significant institutional support coming from Alstom Power do Brasil, the commission that was formed to launch Brazil as a candidate
to hold the 24th Symposium of the International Association Researches on Hydraulics, section Hydraulic Machines and Systems,
succeeded. The next symposium will be in Brazilian territory.
This event takes place every two years and is promoted by the International Association Engineering and Research – IAHR. This year,
the event was held in Yokohama, Japan.
The idea came from Professor François Avellan, Swiss Federal Institute of Technology, Lousanne, president of IAHR section of Hydraulic
Machines and Systems, whose interest is to approximate the South America association because of its importance within the worldwide
scenario of hydraulic machines.
In a meeting organized by ALSTOM that took place at L'Hotel in the city of São Paulo on September 14th, there were several representatives
of the national industry such as VOITH, ANDRITZ VATECH and ALSTOM. Representatives of Brazilian universities such as UNIFEI
(Federal University of Itajubá), USP (University of São Paulo), UNITAU (University of Taubaté) and IME (Military Institute of Engineering)
were also present.
Once the possibility of Brazil holding the next symposium had been discussed, a commission was formed in order to elaborate the proposal
for the candidacy and another commission was also formed to represent Brazil in Yokohama. They were formed by the following people:
Professor Geraldo Lúcio Tiago Filho, PhD (CERPCH – UNIFEI), Professor Afonso Henriques Moreira Santos, PhD (CERNE – UNIFEI), Professor
Giorgio E. O. Giacaglia, PhD (UNITAU), Professor José Carlos César Amorim, PhD (IME), Professor Demetrio Cornilhos Zachariadis,
PhD (USP) and Engineer Antônio Puzzo (Puzzo Representações) representing ALSTOM.
group and keeping the group in contact with IARH's Executive Committee.
th
On the 19 , in a meeting of the IARH's Executive Committee of
the section of Hydraulic Machines and System, Professores Afonso
Henriques and Geraldo L Tiago Filho were introduced to the Committee
and were able to present Brazil's candidacy. At that time,
Professor Romeo Resiga, Rumania, which also intended to hold the
th
24 event, kindly withdrew its proposal and accepted to hold the
th
25 .
st
On the 21 , during the closing ceremony, Professors Afonso H M
Santos and Geraldo Lúcio Tiago Filho formally introduced Brazil as
th
the country that will hold the 24 Symposium on Hydraulic Machinery
and Systems, of the International Association for Hydraulic Research
– IAHR, which was greatly approved by the audience.
It was established that the event will take place in the city of Foz
do Iguaçu, where the famous Iguaçu falls and Itaipú hydroelectric
plant are located. Certainly, this will be a very appropriate set for
the success of the event.
Acknowledgements
The group is grateful to ALSTOM do Brasil, represented by its
CEO Mr. Carlos Alberto C. Almeida, who gave all the support, so
that this mission could be successful, and make the journey of all
the members of the commission possible.
09

INTERNAUTA
As matérias abaixo são divulgadas pelo site do CERPCH, que possui uma seção com notícias
atualizadas sobre o mercado de energia, PCHs e o setor elétrico. O site ainda contém
informações fabricantes, eventos e cursos. Para maiores informações acesse:
BID quer estimular novos projetos na América Latina
O Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) lançou esta
semana uma iniciativa visando respaldar o consumo de energias renováveis
na América Latina, diante da crescente demanda na região
de créditos e suporte técnico, depois da alta dos preços do petróleo
e do sucesso do etanol no Brasil.
A iniciativa "Energia sustentável e mudanças climáticas" foi lançada
em uma reunião de dois dias em Washington, da qual participaram
cerca de 400 pessoas da América Latina, Estados Unidos e
Europa, explicou Antonio Vives, gerente do departamento de desenvolvimento
sustentado do BID.
O projeto "pretende estimular ou desenvolver o interesse nos países
para o empreendimento de ações que tendam a tornar mais
sustentável o consumo de energia, usando energias renováveis ou
eficiência energética com o objetivo de minimizar o impacto que isto
possa ter nas mudanças climáticas", afirmou.
A instituição oferecerá empréstimos e apoio técnico ao setor público
e privado da América Latina: "Por exemplo, se quiser construir
uma refinaria de etanol, o banco estará em condições de oferecer
financiamento para esta finalidade", ressaltou Vives.
O etanol é precisamente "uma das fontes de energia renovável
que estamos dispostos a apoiar, baseando-nos na experiência
bem-sucedida do Brasil", declarou o responsável do BID, que admitiu
que vários países da região já haviam manifestado seu interesse.
"Temos uma grande demanda de apoio de muitos países para repetir
o sucesso do Brasil", o maior produtor e exportador mundial
de etanol combustível, que hoje é utilizado em 80% dos carros novos
vendidos neste país".
"Com os preços atuais do petróleo, muitos países querem poder
produzir de algum modo sua própria energia, seja ela hidrelétrica
ou térmica", acrescentou o executivo do banco, que está disposto
ainda a financiar a produção de energia eólica, solar e biotérmica.
Vives disse, entretanto, que o objetivo da iniciativa do BID não é deixar
de consumir hidrocarbonetos ou carvão na América Latina, onde
se encontram vários produtores de petróleo como a Venezuela e
o México, mas que "pretendemos fazê-lo do modo mais limpo possível".
De fato, segundo o gerente da instituição, "a América Latina é responsável
por uma proporção muito pequena de todos os gases do
efeito estufa produzidos no mundo", muito menos do que os países
desenvolvidos, bem como do que a China e a Índia. Esta situação
oferece outra oportunidade para a região que poderia aproveitar
do "mecanismo de desenvolvimento limpo do Protocolo de Kyoto
para obter créditos
Fonte: Gazeta Mercantil
30/11/06
10
IADB wants to encourage new projects in Latin America
This week, facing the growing demand of carbon credit and technical
support in the region after the rise in the prices of oil and the
success of ethanol in Brazil, the Inter-American Development Bank
launched an initiative aiming at giving support to the consumption
of renewables in Latin America.
The initiative called “Sustainable energy and climatic changes”
was launched on the course of a two-day meeting in Washington.
Approximately 400 people from Latin America, the USA and Europe
were there, explained Mr. Antonio Vives, manager of IADB's department
for sustainable development.
“The project aims at encouraging or developing the interest in actions
that tend to make the energy consumption more sustainable
in the countries by using renewable energy or energy efficiency.
The goal is to mitigate the impact on the climatic changes,” he said.
The Institution will offer loans and technical support for the public
and private sectors of Latin America: “For example, if somebody
wants to build an ethanol refinery, the bank will have the conditions
to offer the offer the resources for this enterprise,” highlighted Mr.
Vives.
“Based on Brazil's successful experience, ethanol is precisely one
of the renewable energies that we are willing to give support,” said
Mr. Vives. He also admitted that several countries of the region have
aready shown their interest. “We have a great request for support
coming from many countries that want to duplicate Brazil's
Success, the largest ethanol producer and exporter in the world. Today,
about 80% of the cars sold in Brazil use this fuel”.
“With the current oil prices, many countries want to be able to produce
its own energy, whether it is hydraulic or thermal energy”, he
added. The bank is still willing fund the production of wind, solar
and bio-thermal energy. Mr. Vives, however, said that IADB's goal
is not stop consuming hydrocarbons or coal in Latin America, where
there are several oil producers such as Venezuela and México,
but we intend to do it in as clean as possible”.
In fact, according to MR. Vives Latin America, together with China
and India, is responsible for a very small proportion of the world
production of greenhouse gases, much less than in the developed
countries. This situation offers another opportunity for the region
that could used the Clean Developed Mechanism of the Kyoto Protocol
to obtain credits
Source: Gazeta Mercantil
Nov/30/06

www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo
Comitê Editorial - Editorial Commite
Presidente - President
Geraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEI
Editores Associados - Associated Publishers
Adair Matins - UNCOMA - Argentina
Ângelo Rezek - IEE UNIFEI
Artur de Souza Moret - UNIR
Augusto Nelson Carvalho Viana - IRN UNIFEI
Bernhard Pelikan - Universidade de Bodenkultur Wien – Áustria
Carlos Barreira Martines - UFMG
Célio Bermann - IEE USP
Jaime Espinoza - USM - Chile
José Carlos César Amorim - IME
Marcelo Marques - IPH UFRGS
Marcos Aurélio V. de Freitas - COPPE UFRJ
Maria Inês Nogueira Alvarenga - IRN UNIFEI
Orlando Aníbal Audisio - UNCOMA - Argentina
Zulcy de Souza - LHPCH UNIFEI
Classificação Qualis/Capes
Engenharia I - Nacional C
Multidisciplinar - Local A
11

INTRODUÇÃO
A energia é um fator preponderante no
desenvolvimento dos povos, e sua obtenção
ao longo da história, sempre representou
um aumento na utilização de recursos
naturais, como, lenha, petróleo, carvão,
quedas d'água, entre outros, acarretando
em alterações no meio ambiente, sendo estas,
muitas vezes, negativas (Muller, 1995
apud Souza, et al, 2003).
Dentre muitas opções para a geração
de energia, a hidráulica se firmou no Brasil,
sendo responsável por 95% da matriz energética
nacional (Eletrobrás, 1990). Isso se
deve não apenas ao potencial disponível,
devido à imensa quantidade de rios que cobre
nosso país, mas também pela atratividade
econômica. Também, de acordo com
Mariotoni (1999), a energia hidráulica ganhou
destaque por se tratar de uma fonte
renovável e não sujeita aos aumentos conjunturais
de preços e interrupções no fornecimento,
cujo aproveitamento se faz
com tecnologia totalmente dominada no
Brasil.
Em 1984, com a crise do petróleo, o governo
brasileiro lançou o Programa Nacional
de Pequenas Centrais Hidrelétricas,
com o objetivo de diminuir o uso de derivados
de petróleo na geração de energia,
bem como de incentivar a participação do
setor privado, no entanto, o programa não
ganhou as devidas proporções e acabou
sendo deixado de lado (Mariotoni, 1999).
Graziela de Toni Aguilar
Resumo
A energia hidrelétrica consolidou-se como matriz energética do Brasil devido à grande disponibilidade hídrica brasileira, bem como pela
atratividade econômica. No que diz respeito a incentivos fiscais, tempo de execução do empreendimento e danos ambientais, as PCHs
se consolidaram como uma opção na oferta de energia elétrica quando comparadas com as grandes centrais hidrelétricas pois, são uma alternativa
energética com menor proporção de impacto ambiental negativo, já que utilizam uma pequena área alagada e permitem o atendimento
a comunidades afastadas da rede elétrica. Dentre os impactos ambientais analisados durante a elaboração do EIA/RIMA, os impactos
sociais vêm sendo abordados com maior relevância permitindo a coexistência entre o desenvolvimento do setor energético e o
equilíbrio social da população afetada. Sobre este aspecto, o presente trabalho, tem por objetivo analisar, através de um estudo de caso,
os impactos sociais potencialmente ocasionados pela implantação de PCHs no estado de Minas Gerais, bem como os programas ambientais
propostos com a finalidade de mitigar e/ou compensar tais impactos.
Palavras-Chave: impactos sociais, PCH, medidas mitigadoras, licenciamento ambiental
AbstractThe
hydroelectric power is consolidated as the main source of energy in Brazil due to great water sources availability, as well
as because of its economic attractiveness. Considering the tax incentives, time of execution of the project and environmental damages,
small hydroelectric plants have emerged as an option in offers of electric power when comparative with the huges hydroeletric plants because
it is an alternative energy with lesser ratio of negative environmental impacts since they flood smaller areas and they provide energy
to communities settled away from the power net. Amongst the analyzed environment impact assessment studies, greater attention is been
given to social impacts allowing the coexistence of the development of the energy sector and the social balance of the affected population.
Focusing on these issues, the present work aims to analyze, through a case study, the potentially social impacts caused by construction
of small hydroeletric plants in the State of Minas Gerais, as well as the environmental programs proposed in order to mitigate and/or to
compensate such impacts.
12
Avaliação de Impacto Social e proposição de medidas
mitigadoras – Compromisso com a Responsabilidade Social”
Keywords: social impacts, small hydroelectric plants, mitigate measures, environmental licensing
O Plano Real, grande estimulador de
consumo e produção de eletros-intensivos,
bens e serviços gerais, incitou a crise energética
brasileira dada pelo descompasso entre
os investimentos em grandes hidrelétricas
e a demanda de energia (Mauad et al,
2001). Neste contexto, e frente à crise do
setor energético, o governo brasileiro retomou
o Programa Nacional de Pequenas Centrais
Hidrelétricas, lançado em 1984 a fim
de abrir concorrência com usinas que exploravam
outras formas de obtenção de
energia. Através deste programa, a inserção
das PCHs no setor elétrico ganhou algumas
vantagens, tais como, outorga para o
empreendimento sem a necessidade de licitação,
isenção do pagamento de taxas de
compensação financeira, possibilidade de
comercialização imediata da energia produzida
com consumidores cuja carga fosse
maior ou igual a 500 KW e a isenção do pagamento
por uso da rede de transmissão e
distribuição para PCHs que entrassem em
operação até o ano de 2003 e após esta data,
50% de redução, no mínimo (Eletrobrás,
2001).
Com a inclusão das PCHs no setor energético,
estas foram classificadas, inicialmente,
em função da potência instalada
com valor máximo de 10 MW, de acordo
com o Manual de Pequenas Centrais Hidrelétricas
(ELETROBRÁS, 1982) e da portaria
109/82 do Departamento Nacional de
Águas e Energia Elétrica - DNAEE. Hoje, a
1 - Engenheira Ambiental/UNIFEI-Mestranda em Meio Ambiente pela Universidade de São Paulo
Escola de Engenharia de São Carlos – EESC/USP
1
classificação toma como base não somente
a potência instalada, mas também a área
de inundação do reservatório, dada em função
da cota máxima de montante. Esses valores
variam entre 1 MW e 30 MW para potência
instalada e área de inundação igual
2
ou inferior a 3,5 km , definidos pelo decreto
nº 2.335/97 instituído pela Agência Nacional
de Energia Elétrica - ANEEL, órgão sucessor
do DNAEE.
Pode parecer sensato não reconhecer a
importância das PCHs em face da resolução
dos problemas de abastecimento, porém
estas se destacam por possuir características
de menor impacto ambiental, exigir menores
investimentos, prazo de concretização
mais curtos, além de receber incentivos
legais. Porém, há necessidade de se
avaliar a implantação de PCH sob os aspecto
ambiental e neste contexto, um estudo
realizado por Mariotoni (2000) aponta impactos
no ambiente geofísico, no meio hídrico,
na biota, nos aspectos paisagísticos,
bem como riscos, ruídos e impactos sócioambientais.
Em que se pesem as controvérsias,
segundo CERNEA apud Cunha
(1999) a implantação de barragens e reservatórios
pode resultar em conseqüências
sociais positivas como, por exemplo, a
eletricidade de baixo custo, a criação de empregos,
o acesso à água potável e a água para
irrigação de plantações. Porém, o mesmo
autor destaca três efeitos sociais negativos:
o reassentamento e deslocamento in-

voluntário das populações atingidas, o desenvolvimento
de “centros urbanos” em
áreas próximas à construção da barragem
e a mudança no sistema de produção agrícola
na área localizada a jusante da mesma.
A inserção das PCHs em uma determinada
região deve considerar não somente o
aproveitamento energético, mas também
as perspectivas de desenvolvimento dessa
região com base nos aspectos sociais e ambientais,
contemplando no gerenciamento
dos recursos hídricos os seus usos múltiplos.
É muito importante considerar a participação
da sociedade na tomada de decisão,
principalmente quando se diz respeito
a um empreendimento que pode causar
prejuízos financeiros, deste modo, é necessário
que empreendedores e população entrem
em acordo a fim de minimizar conflitos.
Sob este aspecto, a legislação federal
estabeleceu regras e normas mais pertinentes
à realidade brasileira, por meio da
resolução CONAMA 001/86, a qual estabelece
a obrigatoriedade de estudos de impacto
ambiental, detalhados em forma de
EIA/RIMA, onde se contemplam os aspectos
sócio-ambientais. No entanto, a resolução
CONAMA 237/97, deixa a critério do órgão
ambiental licenciador a decisão da necessidade
de estudos detalhados ou simplificados.
Nesse contexto, o presente trabalho
pretende analisar os impactos sociais a serem
potencialmente ocasionados pela implantação
de pequenas centrais hidrelétricas
bem como os possíveis programas ambientais
com a finalidade de mitigar e/ou
compensar tais impactos. Este estudo contempla
como estudo de caso o complexo formado
pelas PCHs, Boa Vista I, Boa Vista II e
Penedo, localizadas no município de Varginha,
estado de Minas Gerais.
RESULTADOS E DISCUSSÃO
Impactos e Medidas Mitigadoras no Meio
Sócio-econômico
O processo para o aproveitamento do
potencial hidrelétrico possui algumas etapas
como: caracterização da bacia hidrográfica,
estudo da viabilidade sócioeconômica,
projeto básico de engenharia
de cada usina, projeto executivo e construção
(Cunha, 1999).
O estudo da viabilidade econômica se
constitui numa etapa tão importante quanto
outras na implantação de uma usina, no
entanto, é comum pensar que apesar da
pouca demanda por espaço, as pequenas
centrais hidrelétricas se caracterizam por
empreendimentos em que os aspectos sociais
são irrelevantes. Porém, contrariando
essa premissa, as PCHs geram conflitos tanto
de ordem ambiental como sócio-
econômico e cultural e, muitas vezes, devido
a interesses financeiros, não é dado o devido
valor a esses impactos.
O objetivo geral da implantação dessas
usinas é gerar energia utilizando recursos
naturais disponíveis, mobilizando territórios
e indenizando famílias, portanto, sob esse
aspecto a utilização da água pela população,
bem como a própria população atingida
e todas as atividades econômicas e sociais
pré-existentes ao projeto são encarados
como obstáculos à implantação do mesmo.
Em detrimento a atitude dos empreendedores,
a população considera o projeto
como algo alheio que não lhe traz benefícios,
encarando-o como uma imposição a favor
do desenvolvimento local e/ou regional.
Entre os aspectos pouco ou insuficientemente
abordados nos EIAs, que têm sido
realizados no Brasil, estão os impactos sociais.
No grande campo de problemas sociais
que devem preocupar as equipes que realizarão
os EIA/RIMA, podem-se destacar as
seguintes questões, segundo McMahon
(1982):
-Emprego e crescimento econômico:
Aumento nas construções;
Mudanças nos negócios;
Aumento nas oportunidades de emprego.
-Custos públicos fiscais:
Aumento nos custos dos serviços públicos;
Aumento na arrecadação de taxas e impostos;
Aumento nos custos de controle da poluição
e ressarcimento das desapropriações.
-Uso do solo:
Mudanças no planejamento de uso do
solo;
Estudos de áreas viáveis para realocação
da população diretamente afetada.
-Saúde pública:
Impactos associados com a operação
de sistemas de controle de poluição e de resíduos
sólidos;
Impactos associados com a melhoria da
qualidade de vida da população ocasionados
pelo fornecimento de energia elétrica.
-Aspectos Visuais:
Conflitos sobre usos do solo que interferem
em aspectos paisagísticos;
Conflitos de identidade visual do local;
Destruição de paisagens.
-Recursos Históricos:
Mudanças no número, tipos e locais;
Destruição de sítios, edificações e monumentos
históricos.
-Populações Indígenas:
Mudanças no número, localização e costumes;
Perda de valores culturais e morais;
Transmissão de doenças.
-Recreação:
Modificações nas oportunidades recreacionais;
Modificações na demanda recreacional.
É necessário que na avaliação de um
EIA/RIMA pelo órgão ambiental competente,
seja verificada a existência ou não de sítios
históricos, sua localização e o risco de
ocorrerem alguns dos processos impactantes,
uma vez que esses patrimônios, por fazerem
parte da cultura local, podem ser
considerados instrumentos de grande relevância
num estudo de impacto social.
Muitos trabalhos sobre indicadores sociais
têm apontado para a necessidade de se
desenvolver mais estudos sobre as aspirações,
prioridades e atitudes das populações.
Isso levou vários autores a proporem
a organização de indicadores sociais subjetivos
visando, especificamente a mensuração
da qualidade de vida de seus componentes
e uma avaliação mais rigorosa do
bem estar social a ser atingido através da
implantação de uma PCH (Stagner, 1970).
O êxito do diagnóstico social pressupõe que
a população tenha sido correta e amplamente
informada sobre o projeto em questão
(Campbell & Converse, 1972).
Após a identificação de um impacto a
ser ocasionado através da implantação de
PCHs, devem ser estabelecidas ações que
visem minimizar impactos negativos e potencializar
impactos positivos, por meio da
implantação de programas pertinentes a cada
impacto, para isso, os mesmos devem
ser identificados, hierarquizados, além de
se caracterizar sua respectiva fase de ocorrência
e propor programas de mitigação.
Estudo de Caso: PCH Boa Vista I, PCH
Boa Vista II e PCH Penedo
O estudo de caso tem como referência
os documentos de Estudo de Impacto Ambiental
e respectivo Relatório de Impacto
Ambiental (EIA/RIMA) que foram entregues
à Fundação Estadual do Meio Ambiente
(FEAM), órgão ambiental do Estado de Minas
Gerais, necessários à avaliação da viabilidade
ambiental dos empreendimentos
denominados PCH Boa Vista I, PCH Boa Vista
II e PCH Penedo em processo de licenciamento
ambiental.
Trata-se de empreendimentos implantados
no Rio Verde (bacia do Rio Grande),
no Estado de Minas Gerais, entre os municípios
de Varginha e Elói Mendes. Os empreendimentos
foram licenciados no âmbito de
um único processo, considerado pela Resolução
CONAMA n° 237/97, Art. 12 parágrafo
2°. O EIA, portanto, com base na legislação
ambiental vigente, tem como objetivo
principal cumprir o que determina a Lei n°
6.938/81, que instituiu a Política Nacional
do Meio Ambiente e se encontra elaborado
em consonância com as Resoluções n°
001/86 e 237/97 do CONAMA, bem como o
que reza a legislação estadual do Estado de
MG e o Termo de Referência elaborado pela
FEAM.
13

O Rio Verde nasce nas encostas ocidentais
da Serra da Mantiqueira, na divisa dos
estados de Minas Gerais, São Paulo e Rio de
Janeiro a uma altitude média de 2665 m, e
desenvolve-se no sentido sudestenoroeste,
percorrendo uma distância de
aproximadamente 250 km até constituir
um dos braços do remanso do reservatório
da Usina Hidrelétrica de Furnas (altitude de
768 m), onde a área de contribuição da ba-
2
cia é de cerca de 7000 km . O Rio Verde é tributário
do Rio Grande pela margem direita
e tem como afluentes principais o Rio Lambari,
São Bento e Palmela, à margem esquerda,
e os rios Baependi, do Peixe e Ribeirão
da Espera, à margem direita.
As características principais do projeto
que aborda as PCHs Boa Vista I e II e PCH
Penedo, bem como as alternativas para o
aproveitamento, encontram-se descritas
em anexo quadro 1.
Na individualização dos impactos a serem
ocasionados foi considerada toda a porção
territorial passível de ser afetada direta
ou indiretamente pelos impactos ambientais
decorrentes do empreendimento nas
fases de projeto, implantação e operação.
Desta forma, definiu-se uma área de influencia
Indireta (AII) e uma Área de Influencia
Direta (AID) para os três empreendimentos.
Como AII dos estudos socioeconômicos,
foi considerada a superfície que
abrange integralmente os municípios de
Varginha e Elói Mendes , ao passo que as
AID são constituídas pelas propriedades rurais
e outros estabelecimentos que estão
presentes no entorno do local escolhido para
o barramento das PCHs, além dos estabelecimentos
que estarão a montante e a
jusante dos reservatórios.
Impactos Sociais
A análise dos impactos ambientais realizada
para as PCHs Boa Vista I, Boa Vista II
e Penedo foi fundamentada em metodologia
específica e seguiu a seguinte estruturação:
elenco das ações do empreendimento
geradoras de impactos ambientais,
matriz de identificação de impactos e análise,
qualificação e avaliação dos impactos.
As ações geradoras de impactos ambientais
estão diretamente relacionadas com
as atividades de planejamento, implantação,
enchimento dos reservatórios e operação
dos empreendimentos. A identificação
dos impactos, por meio da matriz, está vinculada
às características dos empreendimentos.
Já na análise dos impactos foram
levados em consideração diversos fatores,
como por exemplo, a magnitude e a importância
dos impactos. Para estes fatores, os
impactos socioeconômicos considerados foram:
oferta de emprego, pressão sobre a infra-estrutura
existente, interferência nos
14
cultivos de culturas de ciclos anuais, perenes
e semiperenes, interferência nas atividades
pecuárias e interferência no cotidiano
das populações.
Os fatores geradores de impactos, relacionados
às fases de implantação e operação
dos três empreendimentos são em ordem
cronológica: contratação de mão de
obra, implantação da infra-estrutura e serviços
de apoio, desmatamento e terraplanagem,
acessos, canteiro de obras, alojamentos,
obras civis principais, desocupação
da área a ser submersa pelo reservatório,
desmatamento e limpeza da área de
inundação, enchimento, operação da usina
e geração de energia.
Em resumo, para todas essas ações foram
identificados 25 impactos ambientais,
dos quais sete dizem respeito às alterações
no meio socioeconômico, como as descritas
a seguir.
A elevação do lençol freático gera efeitos
negativos em fundações de edificações,
em estruturas enterradas, na estabilidade
de encostas marginais, na contaminação
de aqüíferos, na expansividade e colapsividade
dos terrenos, além de ocasionar aumento
das áreas úmidas e alagadiças que
podem funcionar como área de criação de
vetores de doenças. Estes vetores transmissores
de doenças parasitárias de interesse
médico poderão ter sua proliferação
modificada, devido à interferência antrópica
na região das PCHs. Na maioria dos casos,
os vetores adultos freqüentam o ambiente
terrestre, enquanto seus ovos e larvas
proliferam em ambiente aquático, deste
modo, a fragmentação deste ultimo, bem
como as modificações estruturais definitivas
na área das usinas, que ocorrem nas fases
de implantação, operação e enchimento
dos reservatórios, podem favorecer à formação
de poças temporárias e alagados
com regiões ribeirinhas rasas, o que incrementa
as áreas de ocorrência desses insetos,
afetando, conseqüentemente, a população.
Além disso, a chegada de indivíduos
já contaminados por doenças endêmicas
transmitidas por vetores de interesse médico,
a geração e acúmulo de lixo e a instalação
de caixas d'água e cacimbas podem se
constituir em ambientes responsáveis à
proliferação de vetores.
A etapa de desmobilização também é
caracterizada como geradora de eventos
que acarretam a propagação de vetores, pois
nesta fase, observa-se o abandono do lixo
e detritos, além de alterações físicas no
meio ambiente. Como forma de mitigação
desse impacto, deve ser adotada a medida
preventiva de controle de vetores, através
das técnicas usuais de eliminação de criadouros
potenciais, implantação de equipamentos
de saneamento básico, coleta de
destinação adequada de lixo e resíduos gerados
pelo empreendimento. A sobrecarga
nos equipamentos de saúde da comunidade
residente nas proximidades do empreendimento,
também se caracteriza em um
impacto negativo de grande importância,
sendo necessários programas de reforço ao
núcleo urbano envolvido.
As perdas de terras agricultáveis caracterizam-se
em impactos inevitáveis e irreversíveis
que ocorrem em todas as fases do
empreendimento. Esses impactos, entretanto
são bem diferentes entre si, tanto no
que concerne aos fatores geradores quanto
às características de reversibilidade, temporalidade,
localização e principalmente
em importância e magnitude. Os impactos
em áreas agricultáveis podem ser separados
em dois grupos, na fase de implantação,
tratando-se de impactos localizados
(AID), e na fase de enchimento dos reservatórios.
Neste tipo de obra, a especulação imobiliária
é comum, no entanto, programas
de negociação podem ser aplicados com o
intuito de minimizar este impacto negativo.
Outro aspecto importante a ressaltar é a
inundação de estradas, acessos e demais localidades,
o qual se constitui num impacto
negativo que ocorre na fase de enchimento
do reservatório. Propostas de recomposição
da infra-estrutura afetada são as medidas
mais apropriadas para este caso.
Por tratar-se de uma área onde a propagação
do fogo no período de seca é evidente,
a maior circulação de veículos e pessoas
pode contribuir com o aumento da
pressão sobre as comunidades vegetais,
ocasionando incêndios, os quais prejudicam
diretamente a população. Este impacto
deverá ocorrer de formas localizada e inevitável,
no caso de canteiros de obras, barragens
e reservatórios e, generalizados e difusos,
quando no entorno dos reservatórios
e do local das obras. Além disso, considerou-se
este impacto como reversível, de duração
temporária e de média importância,
uma vez que após o enchimento dos reservatórios,
os níveis de pressão tendem a tornarem-se
próximos aos atuais. Como medida
mitigadora, destaca-se a educação ambiental
e comunicação social.
Os estudos de engenharia necessitam
muitas vezes, de abertura de picadas para
instalação de soldagens mecânicas, nivelamentos
geométricos, implicando, por vezes,
em aberturas de poços e trincheiras,
acarretando em acidentes com a população
da área de entorno das obras (AID). Embora
de caráter irreversível e localizado, esse
impacto pode ser considerado de média importância,
sendo que a comunicação social
se constitui na medida mitigadora mais eficaz.

A implantação dos empreendimentos
requer intensa mão-de-obra cuja contratação
se dá principalmente nos municípios
próximos, gerando desta forma um aumento
da demanda de empregos na fase de
construção, que pode ser considerada um
impacto positivo importante, com relevância
na vida da população. Porém, o impacto
deixa de ser positivo a partir do momento
em que as obras estejam concluídas acarretando
desemprego. Esse impacto ocorre
tanto na AID quanto na AII. A mitigação
deste impacto é baseada em ações de comunicação
social e na priorização da contratação
de mão-de-obra local.
Os novos empreendimentos provocam
desestruturação nas unidades produtivas
da família rural a qual é, em determinado
momento, obrigada a deixar seus imóveis
ou mudar as técnicas de cultura utilizadas,
alterando a rede de relações sociais. As medidas
mitigadoras basearam-se em ações
de comunicação social, visando à conscientização
da população das características da
mão de obra requerida pelos empreendimentos,
assim como o ritmo de trabalho ao
qual os trabalhadores são submetidos. Para
atenuar o processo de insatisfação por
parte da população foram tomadas medidas
de natureza preventiva, envolvendo
ações voltadas à identificação da rede de relações
sociais e apreensão de seus anseios.
O término das obras, com a desmobilização
do canteiro de obras e a demissão da
mão-de-obra contratada, representa um
momento crítico para os municípios que se
vincularam aos empreendimentos, acarretando
na diminuição dos interesses econômicos
e sociais presentes durante os anos
de construção que se constituíram em fonte
geradora de novas oportunidades. Como
conseqüência, observa-se a redução das
demandas por produtos e serviços, da massa
salarial circulante e aumenta a taxa de
desocupação.
Desde as primeiras etapas do empreendimento,
há uma constante mudança da paisagem
que se inicia com a aquisição de terras
e segue com a retirada da vegetação,
projetos de terraplanagem e de construções,
provocando alterações nos usos do solo
e na rede de infra-estrutura, bem como
nos aspectos culturais. Como medidas mitigadoras,
realizaram-se ações do tipo corretiva
e compensatória.
Um impacto que deve ser levado em
consideração é a emissão sonora de nível
elevado, emissão de poluentes, de efluentes
e dejetos orgânicos ao ambiente terrestre,
durante diferentes etapas do empreendimento,
implicando em conseqüências diretas
tanto em seres humanos como aves,
répteis e mamíferos da AID. Trata-se, de
um impacto temporário, pequeno e locali-
zado, de média importância, a ser revertido
pelo empreendedor, através de medidas
corretivas de alta eficiência e resgate da fauna.
Devido ao acréscimo da densidade de
pessoas e o aumento da mobilidade de serpentes,
aracnídeos e insetos peçonhentos,
durantes as fases de implantação, operação
das obras principais e enchimentos dos
reservatórios, ocorre um incremento no número
de acidentes. Tratando-se de um impacto
de pequena magnitude, de natureza
negativa, localizado e de caráter irreversível,
são adotadas medidas preventivas e
corretivas de média e alta eficiência, como
resgate da fauna, programa de comunicação
social e adequação dos centros de saúde
às novas demandas.
Com a implantação das PCHs, parte do
Rio Verde foi transformado de ambiente lótico
em lêntico, com características hídricas
diferentes. Essas alterações, promovidas
pelo empreendimento, afeta drasticamente
a ictiofauna no que diz respeito a desenvolvimento,
sobrevivência e reprodução,
prejudicando conseqüentemente a população
que depende da pesca. Este impacto
que ocorre nas fases de implantação, operação
e enchimento dos reservatórios é de
natureza negativa e trata-se de um impacto
direto, permanente, localizado e irreversível.
Ainda no tocante à ictiofauna, esta pode
ser afetada à jusante do empreendimento,
nas fases de implantação e operação
das PCHs, em função da ausência de picos
de cheia, resultante da contenção do fluxo
do Rio Verde. Nos primeiros anos de operação
dos empreendimentos, muitas espécies
que necessitam deslocar-se periodicamente
poderão ser suprimidas. A maior exposição
das margens, resultante do controle
do fluxo do curso d'água, reduz a disponibilidade
de habitats, dificultando a sobrevivência
de certas espécies. Nos locais de
saída d'água das máquinas em operação haverá
a emissão de água saturada de oxigênio,
imprópria à permanência de cardumes,
além disso, a água turbinada pode causar
redução local nas comunidades de organismos
zooplanctônicos e fitoplanctônicos,
essenciais à dieta de peixes juvenis.
Deste modo, o empreendimento pode afetar
a pesca da comunidade à jusante, constituindo-se,
portanto, num grande impacto
de ordem sócio-econômica de natureza negativa,
permanente e irreversível. A medida
corretiva a ser aplicada pelo empreendedor,
deve ser a instalação de dispositivos
de transposição.
Proposição de Programas Ambientais
Conforme as características dos impactos
identificados, os Programas assumem
naturezas: preventiva, com ações para os
impactos negativos que podem ser evitados,
reduzidos ou controlados, mediante a
adoção antecipada de medidas de controle;
corretiva, visando a mitigação de impactos
através de ações de recuperação e recomposição
das condições ambientais satisfatórias
e aceitáveis, basicamente com atividades
de monitoramento; compensatória,
destinando-se a impactos irreversíveis, onde
há perda de recursos e valores ecológicos,
pela melhoria de outros elementos,
compensando a realidade ambiental da
área e, potencializadora, que intensifica as
condições ambientais favoráveis advindas
da implantação do empreendimento.
As medidas compensatórias adotadas
após a realização dos estudos de impacto
ambiental, passaram a constituir os programas
ambientais, os quais compõem o
Projeto Básico Ambiental (PBA), a ser executado
pelo empreendedor após a fase de licença
prévia, sendo destacados a seguir
aqueles relacionados aos impactos sociais:
Programa de monitoramento e gerenciamento
ambiental: com o objetivo de verificar
as alterações locais e regionais bem como
analisar os impactos detectados decorrentes
do processo de implantação e operação
das PCHs. A responsabilidade pela implantação
desde programa é exclusivamente
do empreendedor podendo haver
parcerias com instituições públicas ou privadas
e com organizações não governamentais.
Programa de Educação Ambiental: dirigido
aos trabalhadores do canteiro de
obras e à população rural e urbana residente
nas proximidades dos empreendimentos,
com o objetivo de conscientizar, sobre
os cuidados e riscos durante os períodos
construtivos e de operação dos empreendimentos.
Programa de controle das condições de
saúde: o município de Varginha dispõe de
uma boa infra-estrutura de atendimento à
saúde, porém este programa tem por objetivo
reforçar as ações de natureza preventiva
como o controle de doenças endêmicas
e de notificação compulsória, incluindo
aquelas de veiculação hídrica, e controle de
doenças e de acidentes durante o trabalho
na obra.
Programa de ações para reposição de
perdas e relocalização da população rural e
urbana: a implantação das PCHs requer a
aquisição de algumas propriedades, portanto
este programa estabelece ações de indenização
e realocação das famílias diretamente
envolvidas pela implantação dos empreendimentos.
Programa de Comunicação Social: com
o objetivo de estabelecer um processo ordenado
e permanente de relacionamento en-
15

tre o empreendedor e os diversos grupos sociais
envolvidos com a construção e operação
das PCHs, visando instrumentalizar a interação
e negociações sociais que forem necessárias
ao longo do ciclo do projeto.
O quadro 2 sintetiza possíveis impactos
ocasionados pela implantação de PCH e respectivas
ações de acordo com as classificações
da fase do empreendimento (P: Planejamento;
C: Construção; E: Enchimento;
O: Operação).
CONCLUSÕES
A elaboração do EIA/RIMA aborda os impactos
ambientais, os quais englobam os
aspectos socioeconômicos e, devido à grande
interferência do empreendimento no cotidiano
da população, este assunto deve
ser abordado de forma mais consciente e
ampla. A ausência de preocupação na abordagem
deste tema pode ocorrer devido a interesses
políticos e econômicos, além da falta
de regulamentação e fiscalização por parte
dos órgãos ambientais competentes.
Por envolver comunidades cujas condições
de vida tenham sido modificadas e pela
perda de identidade cultural, a compreensão
dos aspectos sociais é de fundamental
importância. As medidas mitigadoras satisfatórias
somente serão formuladas quando
houver uma maior integração entre empreendedores,
planejadores sociais e população
atingida, sendo fundamental a existência
de programas que atendam aos anseios
da população.
No processo de Licenciamento Ambiental
das PCHs Boa Vista I e II e Penedo e através
da elaboração do EIA/RIMA foram propostos
programas ambientais que abordaram
direta ou indiretamente a temática social.
Todavia, a questão mais relevante é a
implementação desses programas que está
diretamente vinculada à conscientização sócio-ambiental
dos empreendedores. Deste
modo, não é possível afirmar que os programas
propostos pelos referidos empreendimentos
foram efetivamente executados.
AGRADECIMENTOS
Agradeço à toda competente equipe do
CERPCH pelo auxílio em período de estágio
e por toda amizade durante a graduação
em Engenharia Ambiental junto à Universidade
Federal de Itajubá - MG. Ao Prof. Dr.
Marcelo Pereira de Souza, pelos conhecimentos
transmitidos durante a disciplina
de Impactos Ambientais e Recursos Hídricos,
Universidade de São Paulo (USP), que
auxiliaram na elaboração do presente trabalho.
REFERÊNCIAS
AGUILAR, G. D. ”Aspectos Ambientais
relevantes à implantação de PCH´s”. Tra-
16
balho de Diploma de conclusão de curso.
Engenharia Ambiental, Universidade Federal
de Itajubá, Minas Gerais, 2005.
ANEEL - Agência Nacional de Energia
Elétrica. Decreto nº 2.335, de 6 de outubro
de 1997. Constitui a Agência Nacional de
Energia Elétrica -ANEEL, autarquia sob regime
especial, aprova sua Estrutura Regimental
e o Quadro Demonstrativo dos Cargos
em Comissão e Funções de Confiança e
dá outras providências, 1997.
Brasil. Lei Federal nº 6.938 de 31 de
Agosto de 1981. Dispõe sobre a Política Nacional
do Meio Ambiente, seus fins e mecanismos
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da Avaliação de Impacto Ambiental como
um dos instrumentos da Política Nacional
do Meio Ambiente. Diário Oficial da República
Federativa do Brasil, Brasília, 23 jan.
1986.
Conselho Nacional do Meio Ambiente -
CONAMA, Resolução 237 de 19 de Dezembro
de 1997. Regulamenta os aspectos de licenciamento
ambiental estabelecido na Política
Nacional do Meio Ambiente. Diário Oficial
da República Federativa do Brasil, Brasília,
19 dez. 1997.
CUNHA, H. F. A.. “Avaliação da eficácia
de medida mitigatória de impactos sócioambientais
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del Chile, Chile, v. 11, n. 1, p. 21-27,
2000.
Característica Boa Vista I Boa Vista II Penedo
Bacia Hidrográfica Rio Grande Rio Grande Rio Grande
Sub-bacia Hidrográfica Rio Verde Rio Verde Rio Verde
Curso d’água Rio Verde Rio Verde Rio Verde
Coordenadas Geográficas
21°33’ S
45°33’ W
21°36’15’’ S
45°27’01’’ W
21°36’42’’ S
45°25’52’’ W
Municípios Varginha e Elói Mendes Varginha Varginha
N.A.máximo normal montante 778,00 m 803,00 m 815,00 m
N.A.médio jusante 771,43 m 783,10 m 803,20 m
Área Inundada 0,96 km² 1,04 km² 0,77 km²
Potência Instalada 8.8 MW 25.4 MW 15.0 MW

MAUAD, F. F. ; SOUZA, P. A. P. ; VALENCIO, N. F. L. S.. “Uso de Fontes Alternativas de Energia: O Caso das Pequenas Centrais Hidrelétricas
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RIMA Editora, v. 1, p. 165-186, 2001.
MCMAHON, R.F. Socioeconomic Impacts of Water. Quality Strategies. Project Sumary. EPA – 1600/S 5-82-001 Cincinat, OH, 1982.
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STAGNER, R. Perceptions, aspirations, frustrations and satisfactions; an approach to urban indicator. Ekistics, 30: 197-199, 1970.
Quadro 2. Possíveis impactos ocasionados pela implantação de PCH e respectivas ações.
Impacto Fase Tipo Programas Ambientais
Alterações e modificações locais e regionais. C, O N Monitoramento e gerenciamento ambiental
Problemas ambientais decorrentes da execução
das obras.
Erosão e instabilização de encostas marginais
aos reservatórios.
Alteração da qualidade dos corpos d’água
afetados
Acumulo de resíduos orgânicos e aporte
excessivo de nutrientes nas áreas a serem
alagadas.
Diminuição de habitats para a fauna de
ambientes florestais.
C N Controle ambiental
P, C,
E, O
N
E, O N
C N
P,C,E N
Supressão e extinção de espécies vegetais. P N
Fuga de animais peçonhentos. P, C N
Monitoramento de pontos propensos a
instabilização de encostas e taludes
marginais.
Monitoramento da qualidade da água dos
reservatórios.
Desmatamento e limpeza da área de
inundação.
Revegetação das faixas de proteção dos
reservatórios e resgate de fauna terrestre.
Coleta de exemplares vegetais e fontes de
propágulos.
Monitoramento e resgate da fauna
terrestre.
Alterações no potencial pesqueiro da região. P, C N Conservação de ictiofauna.
Interferências no cotidiano das populações da
AID e AII.
Possível agravamento do quadro de saúde dos
trabalhadores e população.
C, O N
C, E,
O
Educação ambiental para trabalhadores e
população rural e urbana.
N Controle das condições de saúde.
Diminuição da biodiversidade P N Implantação da unidade de conservação.
Problemas na faixa lindeira ao reservatório C, O N Recuperação das margens do reservatório.
Perda de bens arqueológicos P N Resgate arqueológico.
Perda das propriedades da população atingida,
mudança da localização de atividades de
subsistência.
Expectativas por parte do poder público e da
população da ADD.
P, C N
P, E,
C, O
Ações para reposição de perdas e
realocação da população.
N Comunicação social.
17

INTRODUCCION
La Energía constituye un elemento esencial
para la calidad de vida del ser humano;
esto adquiere mayor dimensión cuando se
involucra la energización del sector rural y
mas aun cuando se trata del poblador rural
de América Latina y el Caribe (AL&C). La
Energía es un insumo de alta difusión en el
conjunto de todas las actividades productivas.
Así, su disponibilidad ha tenido un papel
central en el proceso de desarrollo de la
humanidad.
Las grandes revoluciones tecnológicas,
que afectaron las actividades de producción
y consumo, han estado estrechamente
vinculadas a la sustitución entre fuentes de
energías primarias, y donde las sociedades
humanas se han caracterizado, históricamente,
por una utilización cada vez mayor,
y cada vez más concentradas, de la energía
[1].
Por otra parte, la producción y el consumo
de energía tienen también fuerte interacción
con el medio ambiente natural. El
uso de los recursos fósiles conduce a un progresivo
agotamiento de las reservas correspondientes.
El manejo inadecuado de algunos
recursos energéticos renovables (biomasa,
hidráulicos) pueden implicar su degradación
con la consiguiente disminución
de su disponibilidad futura. Existen múltiples
impactos negativos sobre los suelos, el
agua, y el medio ambiente aéreo, que se derivan
de la producción, transformación y utilización
de la energía.
La crisis petrolera de la decada de los
70', las reacciones sociales ante aumentos
pronunciado de los precios de los energéticos
y los cortes prolongados en los abastecimientos
eléctrico son tan solo algunos
ejemplos de la importancia de las cuestiones
energéticas en al plano de la política o
la geopolítica.
A pesar del fenómeno de Urbanización
que se esta instalando cada vez mas en el
Mundo, gran parte de los pobres de AL&C
continúan aun viviendo en zonas rurales,
entonces hoy en día y en el contexto de las
poblaciones rurales, la energía muestra cada
vez mas su importancia y mas aun cuando
estos pobladores rurales están adquiriendo
hábitos de consumos similares a los
urbanos.
Estas breves consideraciones ponen en
evidencia los importantes vínculos de la
energía con las dimensiones del desarrollo
y la aparente relación que habría en cuanto
a características sociológicas en lo inherente
al nivel de suministros y consumo de
energía eléctrica.
Esto implica que el aporte de la política
18
1 - UNCOMA Argentina - e-mail: oaudisio@uncoma.edu.ar
Electrificacion Rural y Energias Renovables en Argentina
Ing. Orlando Anibal AUDISIO 1
energética a favor de una mayor sustentabilidad
y equidad social puede resultar altamente
significativo, principalmente cuando
la misma se la direcciona hacia los sectores
rurales donde el desarrollo humano se proyecta
con menos posibilidades.[1][2].
2) ACTUAL CONTEXTO GENERAL
ENERGETICO
Argentina, a pesar de ser un país con
autoabastecimiento energético y ser exportador
marginal de hidrocarburos a sus
vecinos Brasil, Uruguay, Paraguay y Chile,
posee, aproximadamente, entre 2,5 a 3,0
millones de personas que no poseen servicio
eléctrico de ningún tipo [3]. Esto enmarcado
en una economía que dispone de
distintos tipos de fuentes energéticas, renovables
y no renovables. Las reservas probadas
de gas y petróleo son las terceras
más grandes en Sudamérica y el gas natural
se ha tornado en el combustible primario
más utilizado del país en la década pasada,
no sólo para generación eléctrica, uso
doméstico e industrial, sino también como
combustible limpio para el transporte.
En la República Argentina, que a pesar
de poseer significativos recursos hidráulicos
y nucleares, los combustibles fósiles representan
casi el 90% de la oferta interna
de energía, con un 46,6% correspondiendo
al gas natural. El resto esta dado por un conjunto
de fuentes como energía hidroeléctrica
(6,04%), nuclear (1,61%) y biomasa
(2,14%), la cual está compuesta principalmente
por leña y residuos agroindustriales
como el bagazo de la caña de
azúcar (Prov. de Tucuman). No existen importaciones
significativas de energéticos
primarios; estas importaciones solo representan
el 1,39% equivalente de la producción
nacional, y está compuesta de subproductos
de petróleo no producidos localmente.
Por otra parte, la exportación de energía
primaria constituye el 22,4% de la producción
total y está basada en petróleo crudo
(35.3% de la producción total) y gas natural
(13,1%)[4].
2.1 SECTOR ELECTRICO, INFRA-
ESTRUCTURA, Y MARCO LEGAL
La potencia total instalada en todo el país
es, aproximadamente, de 25,5 GW, y la
generación anual ha alcanzado los 76500
GWh/año en 2002 [5]. Naturalmente el país
dispone de una extendida red eléctrica
que incluye 22.850 kilómetros de tendido
aéreo de alta tensión que cubre la mayor
parte del territorio nacional. De cualquier
manera, existe aún un importante conjunto
de sistemas eléctricos aislados abastecidos
por grupos diesel convencionales. La generación
de potencia en los sistemas interconectados
descansa hoy en una mezcla de
centrales hidroeléctricas, nucleares y térmicas
(básicamente Ciclos Combinados).
La Argentina, desde el punto de vista
energético, está conformada por nueve (9)
diferentes regiones “eléctricas” ligadas entre
si por numerosas líneas de alta tensión
en 500 kV, las que a su vez forman los dos
sistemas interconectados principales, el
SADI (Sistema Argentino De Interconexión)
en la parte norte y centro-sur del país,
y el SIP (Sistema Interconectado Patagónico)
en el extremo sur del país; estos
dos sistemas, y a través de la red troncal
que esta en construcción que une Puerto
Madryn con Choele Choel, quedará vinculados.
Esto llevará a que prácticamente todo
el país este recibiendo energía eléctrica a
través de un único Sistema Interconectado
Nacional.
La regulación de las actividades concernientes
al mercado eléctrico argentino están
enmarcadas en la ley 24.065 (“Régimen
Nacional de la Energía Eléctrica”) del
año 1992. Esta Ley establece las reglas generales
para la operación tanto del Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), como del Mercado
Eléctrico Mayorista del Subsistema Patagónico
(MEMSP).
Básicamente, el MEM y el MEMSP en sí
están compuestos por Generadores, Transportistas,
Distribuidores y Grandes Usuarios
de energía. La Generación es una actividad
de libre competencia sostenida por un
mercado virtualmente abierto. Bajo el MEM
y el MEMSP, se establece también un mercado
“spot” en la cuál Distribuidores y Generadores
pueden comprar y vender electricidad
a un precio sujeto al libre juego de la
oferta y la demanda. Además del mercado
spot, se celebran contratos de medio y largo
plazo libremente pactados entre Generadores,
Distribuidores y Grandes Usuarios.
La administración general del MEM y el
MEMSP corresponde a la Compañía Administradora
del Mercado Mayorista Eléctrico
S.A. (CAMMESA) que se encuentra a cargo,
principalmente, de la programación y el
despacho de las unidades de generación necesarias
para abastecer la demanda. Sólo
las dos centrales hidroeléctricas binacionales,
Yacyretá y Salto Grande y las dos usinas
nucleares operativas de Atucha I y
Embalse, permanecen como empresas estatales
después del proceso privatizador
del sistema energético Argentino.
El gas natural es la fuente primaria más

utilizada para generación eléctrica en
Argentina con una participación cercana al
46%, seguida de la hidroeléctrica con el
44% y la nuclear con el 9%. Los derivados
del petróleo, la biomasa, la eólica y otras
más reportan en conjunto el 1% restante.
3) Situacion Actual De Las Energias
Renovables En Argentina
Actualmente, y como resultado de décadas
de acertada política energética (desmanteladas
a partir de 1990) y labor de antiguas
empresas públicas como Agua y
Energía Eléctrica e Hidronor (privatizadas
en los 90'), se cuenta con un aporte del orden
del 44% de hidráulica, respecto a la generación
eléctrica total [4]; de esto sólo un
10% de la Oferta Interna de Energía Primaria
proviene de fuentes renovables [5].
Sin embargo y solo si se evidencia la significancia
del potencial aporte de la política
energética a la sustentabilidad del desarrollo,
existen de manera apreciable recursos
energéticos de tipo renovables como solares,
eólicos, geotérmicos, hidráulicos y
de biomasa (se citan los más competentes
y abundantes), que podrían posibilitar un
significativo “despegue” de los citados indicadores
en el futuro.
Numerosos Servicios públicos que se
prestan en áreas rurales no disponen de
energía eléctrica (escuelas, dispensarios
médicos, agua, etc.). Solamente alrededor
de 3000 escuelas rurales cuentan con servicio
eléctrico. La ampliación de la cobertura
a través de la extensión de las redes de
distribución existente solucionará de manera
parcial el problema en cuestión debido a
los altos costos para los usuarios. Esta problemática
tiene una relación de un 20% con
posibilidades de solución en el largo plazo.
Algunos estados provinciales
han encarado la solución al abastecimiento
eléctrico rural a través de instalaciones de
Grupos Electrógenos (Jujuy, Río Negro, y
Neuquén), de Micro Centrales Hidráulicas
(Misiones, Salta, y Neuquén), de sistemas
Fotovoltaico (Jujuy, Catamarca, Santa Fe,
La Rioja, Neuquén, Rio Negro, etc), Eólicos
(Chubut, Neuquén, San Juan, etc), y a traves
de la extensión de las Redes Troncales
Provinciales (Neuquén, principalmente).
En todos estos casos el mantenimiento de
los sistemas es llevado a cabo por el usuario
mismo o por los Entes Provinciales de
Energía.
4) Proyectos De La Direccion Nacional
De Promocion
Existen distintos grados de desarrollo
en los países del Cono Sur en la implementación
de programas de electrificación rural
con recursos renovables. Sin embargo se
observa una tendencia creciente a converger
a mecanismos comunes. Sobre todo a
partir de la necesidad de generar sistemas
sostenibles en el tiempo y gestionados con
criterio empresario.
Un “Poblador Rural Aislado” es todo
aquel poblador que vive alejado de los núcleos
poblacionales, incluso de los más pequeños,
y que por su distanciamiento al
mismo y con otros pobladores que habitan
el mismo paraje resulta imposible el suministro
eléctrico por medios convencionales
[CREE – Prov. de Chubut-Argentina].
Argentina, y en términos generales, ha
puesto en marcha un programa de US$300
millones para brindar una cobertura universal
de servicios eléctricos en el curso de
la próxima década. Este programa se basa
en la cooperación activa de los sectores público
y privado, y con apoyo del Banco Mundial.
Esta implementación esta a cargo de la
Dirección Nacional de Promoción
(DNPROM) dependiente de Secretaría de
Energía de la Nación, la que a su vez tiene a
cargo, otras misiones concernientes al uso
racional de la energía y la eficiencia energética,
el diseño de programas y acciones
conducentes al desarrollo de fuentes nuevas
y renovables de energía y al desarrollo
de proyectos piloto de demostración en todas
sus variantes. De acuerdo a esto, la
DNPROM se encuentra emprendiendo las siguientes
tareas y acciones:
La implementación de un proyecto piloto
sobre electrificación rural a partir de sis-
temas domésticos de energía eólica en la
provincia de Chubut, dentro de las metas
generales y apoyo financiero del PERMER.
Un estudio de campo relevando todas
las instalaciones de pequeños aprovechamientos
hidroeléctricos construidos, en servicio
o no, y una revisión paralela de los proyectados.
El desarrollo de un atlas de la energía interactivo
totalmente integrado en el Sistema
de Información Geografica (GIS) ya disponible
en la Secretaría, el cuál podrá mostrar
y dar idea de los recursos energéticos
nacionales, especialmente de los renovables.
Un estudio del potencial mercado nacional
para el empleo de celdas de combustible
a partir de recursos renovables, tanto
en áreas urbanas como rurales.
Un estudio de oportunidad del empleo
de biomasa vegetal para la generación eléctrica
y la elaboración de un proyecto para la
construcción de una planta piloto en la provincia
de Misiones.
La mejora de la información actual disponible
en el GIS sobre el recurso eólico.
La elaboración de los Términos de Referencia
para el estudio de prefactibilidad de
la mini central hidroeléctrica del Río Chico
en “Gobernador Gregores” Pcia. de Sta.
Cruz.
El diseño de un Plan Estratégico Nacional
en Energías Renovables como requerimiento
del propuesto “Régimen nacional
para las fuentes renovables de energía”.
5 ELECTRIFICACION RURAL:
POLITICAS DE PROMOCION
5.1 ASPECTOS GENERALES
Argentina posee un alto índice
de electrificación (95%), pero una parte importante
de su población rural carece de servicio
eléctrico (entre un5aun7%); este aspecto
se lo refleja en el Grafico Nº 1 donde
se nuestra el porcentaje de población rural
sin suministro de energía eléctrica discretizado
por provincia.
19

Grafico Nº 1
Una de las principales acciones que propiciaron la utilización de
las energías renovables en el país, ha sido la instrumentación del
Programa de Abastecimiento Eléctrico a la Población Rural Dispersa
(PAEPRA) y su sucesor el Programa de Energías Renovables en
Mercados Rurales (PERMER) que apuntan a abastecer de electricidad
a cerca de 1,8 millones de personas habitando 314.000 hogares,
además de 6000 otros sitios de instalación pertenecientes a diversos
tipos de servicios públicos como escuelas, salas sanitarias,
destacamentos policiales etc. fuera del alcance de los sistemas de
distribución convencionales. La iniciativa buscó como objetivo primario
el de mejorar del nivel de vida de los habitantes rurales y mitigar
los procesos migratorios internos hacia los grandes centros urbanos.
5.2 La Población Rural
Según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC)
de la Argentina, la población rural de la República Argentina en
2001 llega a 4 millones de habitantes distribuidos en el área rural
dispersa y en pueblos menores a 2.000 habitantes. Las zonas de
gran desarrollo agrícola, como el área de la pampa húmeda, los oasis
cordilleranos y determinadas áreas de la mesopotámia y el chaco
cuentan con un buen abastecimiento eléctrico, pero han sufrido
las consecuencias de la falta de competitividad de la producción
agrícola en el decenio, lo que produjo un éxodo creciente de población
a las grandes ciudades. Si en 1962 la población rural alcazaba
el 26% del total nacional, en 2001 no llega al 11%.
Las regiones rurales marginales económicamente, donde se
concentran las poblaciones sin servicios eléctricos, se encuentran
en situaciones límites respecto a sus ingresos. Situación encarada
por el poder público mediante planes federales de ayuda estatal,
que pretenden cubrir las necesidades básicas de la población caracterizada
por los muy bajos ingresos.
A partir del 2002 se produjo una reactivación del conjunto de la
economía, con importantes saldos exportables agropecuarios,
acompañados de una disminución sustancial de las importaciones;
esto generó una balanza de pagos positiva. Esta nueva situación
económica, ha incrementado las acciones de electrificación rural, a
través de la Secretaria de Energía de la Nación y los distintos Estados
Provinciales, incentivando y acompañando el crecimiento del
sector productivo rural.
5.3 El abastecimiento eléctrico rural
Del Censo Nacional del 2001 (INDEC), sobre 37,5 millones de
habitantes censados, la población rural en la Argentina alcanza el
10,7 % del total. En relación al censo de 1991, la población rural disminuyo
en 1.000.000 de personas. Se estima actualmente en unos
20
3.959.000 habitantes de la zona rural. La cobertura eléctrica del
sector rural ha crecido en un 5% y en la actualidad abastece al 60%
de la población rural. En valor porcentual equivale al 6,42% de la
población total del país. La población del área rural sin cobertura
equivale al 4.28 % del total del país.
El balance energético del sector eléctrico en el 2002, registró
una demanda de 73.896.301 Mwh, con una facturación al usuario final
de 64.489.441 Mwh y un valor de pérdidas de 12,73%. La demanda
residencial o doméstica fue de 20.216.205 Mwh. El total de
la demanda del sector doméstico rural abastecido, unas 571.250 viviendas,
incluidos los servicios, llego, aproximadamente, para el
año 2003 en 1.375.000 Mwh, incluidas las perdidas, equivalente al
1.9 % de la demanda total y al 6,2 % de la demanda residencial.
En cuanto al sector rural no abastecido, se estima que los proyectos
provinciales y el proyecto PERMER financiado por el Banco
Mundial, correspondientes al mercado eléctrico disperso, tienen como
meta la cobertura de unas 260.000 viviendas. La población rural
sin servicio, a abastecer por redes, se estima en unos 320.000
clientes.
5.4 Las Tarifas Eléctricas
En lo que respecta a las tarifas eléctricas rurales, incluido el riego
agrícola, no ha habido cambios respecto al bienio 1999-2000.
La tarifa rural continúa siendo subvencionada, ajustándose a valores
similares a la tarifa urbana. El Fondo de Compensación Tarifaria
(FCT) cubre las necesidades provinciales en este rubro.
5.5 Obras de Electrificación Rural
5.5.1 El abastecimiento eléctrico rural período 2001-
2002
Los aportes provenientes del FEDEI en el último bienio, destinados
a la electrificación rural fueron de alrededor de $
18.884.000, equivalente al 20% de lo recaudado, porcentaje superior
al histórico que rondaba el 15,6%.
Durante el bienio 2001-2002 se instalaron 3.000 kM de líneas
con una inversión superior a los $ 20.600.000 provenientes de
aportes del FEDEI, de las provincias y las cooperativas eléctricas.
Esta inversión permitió la incorporación de 5.000 nuevos usuarios.
Los costos por kM de línea se mantuvieron en $/km 7.000 para MT
13,2 KV y $/km 12.000 para 33 KV.
Considerando ambos conceptos, el monto invertido en el periodo
2001/2002 en abastecimiento energético rural alcanzo la suma
de 39.4 millones de pesos.
En el caso del MED, los costos de inversión para tecnologías fotovoltaicas
en sistemas individuales oscilan entre 530 U$S a 3850
U$S, según sea la energía puesta a disposición (de 3,5 Kwh. a 30
Kwh mensuales). Se estima un valor de 10 U$S por Wp instalado en
los emprendimientos fotovoltaicos individuales. Estos valores luego
de la pesificación, se vieron incrementados en hasta 3,5 veces
en pesos. Esta situación condujo en términos de inversión a una posición
económica más favorable a los sistemas de red MTR en relación
a los sistemas fotovoltaicos o eólicos de abastecimiento eléctrico
individual.
5.6 PROGRAMA DE SUMINISTRO ELÉCTRICO A POBLA-
CIONES RURAL DISPERSA
Con el objeto de avanzar en la electrificación rural dentro del esquema
previsto de suministro de energía eléctrica, la Secretaría de
Energía ha establecido el «Programa de Abastecimiento Eléctrico a
la Población Rural Dispersa» PAEPRA. Mediante este programa, se
pretende abastecer a 1,4 millones de habitantes (300.000 usuarios
domésticos) y alrededor de 6.000 servicios públicos (puestos sanitarios,
escuelas, puestos de policía, servicios de agua potable,
etc.). El programa se desarrolla en áreas donde la baja densidad de
la población y la distancia a la red eléctrica no permite por los ele-

vados costos, el abastecimiento eléctrico
por medios tradicionales.
Este programa es el resultado de la aplicación
de metodologías, considerando el
mercado eléctrico constituido por el mercado
eléctrico concentrado y el mercado eléctrico
disperso. El proceso licitatorio del mercado
eléctrico disperso se realiza sobre la
base de la venta del 100% de las acciones
de una empresa de Energía Rural creada
con el fin de suministrar el servicio eléctrico
en el área rural, a la que se le otorgará la
concesión del servicio.
Los oferentes deberán demostrar capacidad
técnica y económica en sus ofertas.
En los antecedentes técnicos el postulante
deberá demostrar capacidad en:
- Operación y mantenimiento de sistemas
de abastecimiento eléctrico en condiciones
similares a las del mercado disperso.
- Operación y mantenimiento de servicios
no eléctricos (abastecimiento de agua,
sistemas de comunicaciones, etc.) condiciones
similares a las del mercado disperso a
abastecer.
- Montaje de sistemas de abastecimiento
eléctrico mediante sistemas diesel, fotovoltaicos,
eólicos y microturbinas hidráulicas.
-Fabricación y provisión de partes y
componentes para sistemas autónomos de
generación sean estos fotovoltaicos, eólicos,
microturbinas hidráulicas, diesel, etc.
En cuanto a la solvencia económica, dado
que se está entregando a un privado la
prestación de un servicio público en carácter
de monopolio, la autoridad concedente
protegerá adecuadamente los intereses de
los usuarios verificando la capacidad de los
postulantes en que se refiere a los activos fijos
y patrimonio neto, debiendo ser superiores
a una suma fijada previamente de acuerdo
al tamaño del mercado disperso en cuestión.
Los antecedentes técnicos y la solvencia
económica formarán parte del sobre
No l del concurso y de ser satisfactorios el
postulante quedará habilitado para continuar.
De no ser satisfactorio, su oferta económica
no será abierta.
Cada postulante para construir su oferta
económica, (esencialmente el subsidio
solicitado por usuario abastecido) deberá
estudiar el contrato de concesión, que será
el que establece los detalles que obligarán
a la empresa ganadora de la licitación y determina
las características del mercado que
debe abastecer.
El cumplimiento del contrato que liga a
la autoridad concedente y a la empresa que
presta el servicio, será vigilado por autoridad
competente, el Ente Regulador Eléctrico
Provincial. El Ente tiene como funciones
vigilar la calidad del servicio, la aplicación
correcta de las tarifas acordadas y las normas
de impacto ambiental.
5.6.1 Características Del Contrato
De Concesión:
a) La concesión tendrá una duración de
45 años, divididos en períodos de gestión
de 15 años cada uno.
b) Cada 15 años el Ente Regulador llamará
a una nueva oferta pública por la empresa
(S.A.) mediante un concurso de iguales
características al presente.
c) Se proveerá una planilla con un cuadro
tarifario máximo según tipo de servicio.
El cuadro tarifario inicial será fijado por un
período de cinco años a partir del cual se renegocia
con el Ente Regulador correspondiente.
Las tarifas máximas están relacionadas
con la energía puesta a disposición y no
a la efectivamente consumida.
d) El impuesto al valor agregado (IVA)
solo se aplicará a la tarifa y al derecho de conexión.
e) El concesionario gozará de exclusividad
zonal que alcanzará a aquellos usuarios
para los cuales la energía puesta a disposición
sea de:
- Hasta 30 kWh/mes para servicios puntuales
o domiciliarios de abastecimiento.
- Hasta 60 kWh/mes para usuarios con
servicios colectivos reducidos de abastecimiento
(5 horas).
- Hasta 90 kWh/mes para usuarios con
servicios colectivos de abastecimiento a tiempo
completo (24 horas).
Ninguna persona física o jurídica podrá
prestar el servicio en la zona de concesión
para los tipos de servicios especificados hasta
el requerimiento de energía consignado.
En el caso de usuarios que requieran cantidades
mayores de energía, no existirán subsidios
ni exclusividad zonal.
- El concesionario será responsable de
las inversiones necesarias para establecer
y ampliar el suministro.
- El concesionario tendrá la obligación
de mantener y operar los servicios existentes
en el área de concesión.
- El concesionario estará obligado a
prestar distintos tipos de servicio como ser:
servicios puntuales o domiciliarios en toda
el área de concesión y otros servicios colectivos
de cualquier tipo que se estén prestando
al momento de la concesión.
- La empresa recibirá por cada usuario
conectado, un subsidio mensual a las tarifas
que será independiente del tipo de servicio
que reciba.
- Por cada nuevo servicio habilitado el
usuario pagará un derecho de conexión.
- El concesionario estará obligado a
cumplir determinadas pautas de calidad del
servicio ofrecido a los usuarios, las que serán
monitoreadas por el Ente Regulador.
- A los efectos de cumplir con las obligaciones,
anexo al contrato se incorporará un
Reglamento de Suministro.
- El concesionario deberá cumplir las
obligaciones de impacto ambiental especificadas
en el anexo pertinente.
5.6.2 FINANCIAMIENTO
El programa cuenta con una financiación
adecuada a sus características. Los emprendimientos
del programa se llevan a cabo
aplicando los siguientes criterios generales:
- Las tecnologías de suministro competirán
sobre la base del menor costo de la
energía suministrada.
- El programa se implementará a través
de la concesión de los servicios eléctricos
de cada provincia a una o más empresas
particulares que deseen hacerse cargo del
servicio dentro de un contrato de concesión.
- El procedimiento de adjudicación de
cada área prevé en todos los casos una licitación
pública internacional, donde los distintos
oferentes competirán sobre la base
de sus antecedentes técnicos y su solvencia
económica.
- La licitación será adjudicada al oferente
que solicite el menor subsidio por usuario
abastecido.
Bajo estas condiciones, la inversión total
que se estima en 314 millones de dólares
será financiada por las tarifas a los Usuarios
Domésticos (142 millones), por los subsidios
provenientes de fondos eléctricos ya
existentes que manejan los Estados Provinciales
(75 millones) y por subsidios a la
inversión del Estado Nacional (75 millones).
Este modelo de financiamiento se lo
ha dado en llamar Responsabilidad Compartida,
en tanto que el mismo hace posible
el programa a través de la participación responsable
de los usuarios, los Estados Provinciales
y el Estado Nacional.
5.6.3 Resultados 1995–1997
En el presente, están en marcha tres
empresas privadas, EJSEDSA en la provincia
de Jujuy, ESEDSA en la provincia de Salta
y EDERSA en la provincia de Río Negro.
Estas empresas son concesionarias del servicio
eléctrico de los respectivos mercados
dispersos provinciales. El número total de
usuarios potenciales correspondientes a
las tres empresas es de 30.000 (20.000 Salta,
5.000 Jujuy y 5.000 de Río Negro). La
empresa EJSEDSA tiene en la actualidad
1518 usuarios abastecidos.
Están a punto de licitarse el mercado
eléctrico disperso de dos nuevas Provincias
con unos 7000 usuarios potenciales y en estudio
avanzado doce Provincias con unos
110.000 usuarios potenciales.
5.6.4 CONCLUSIONES
Como metas de este programa se espera
arribar a resultados que permitan:
- Brindar un servicio eléctrico básico, pe-
21

o suficiente para cubrir las necesidades de
iluminación y comunicaciones sociales de
la población rural dispersa.
- Lograr en un plazo de cinco años una
cobertura significativa del mercado potencial
existente.
- Crear puestos de trabajo en el sector
privado.
- Lograr un sistema de suministro eléctrico
aplicando recursos renovables, sostenible
en el tiempo.
- Lograr que la empresa privada que cubre
los servicios, obtenga una buen desempeño
económico a un costo mínimo de subsidio
y con una calidad de servicio adecuada
a la población a atender.
5.7 Experiencias Regionales
Otro programa puesto en marcha es el
del PERMER; en una primera etapa, el programa
del PERMER proveerá electricidad a
poco más de 87.000 usuarios individuales,
y a 2000 instituciones públicas para propósitos
de iluminación y comunicaciones.
Este proceso de electrificación pondera la
utilización de sistemas fotovoltaicos, eólicos,
mini y micro hidráulicos, y celdas de
combustible, como eventualmente también
a partir de grupos diesel convencionales.
A la fecha, el proyecto viene siendo implementado
en las provincias de Jujuy, Salta,
Tucumán, Santiago del Estero, Chaco y
Chubut. El PERMER es un programa parcialmente
financiado por el Banco Mundial
y el Fondo Mundial para el Medioambiente.
En este contexto, y como experiencia
regional y/o provincial caracterizada con el
uso de una fuente en particular, podemos
destacar al plan elaborado por la Provincia
de Chubut a través del Centro Regional de
Energía Eólica (CREE) denominado “Proyecto
de Energías Renovables en Mercados
Rurales – PERMER” el cual viene a través de
una iniciativa de la Secretaría de Energía y
Minería del Ministerio de Infraestructura y
Vivienda de la Nación Argentina para desarrollar
el Proyecto Piloto de Sistemas Eólicos
Residenciales (Wind Home Systems) en
el marco del Proyecto de Energías Renovables
en Mercados Rurales – PERMER.
Además, y por iniciativa de la Secretaría
de Turismo de la Nación, se acordó abastecer
con energía eólica a 11 áreas naturales
protegidas de la Provincia del Chubut.
En el año 2003 se dio inició al trabajo con la
realización de las actividades estructuradas
en las siguientes etapa:
Primera etapa
a) Relevar y analizar el recurso eólico
durante 4 meses.
b)Caracterizar el mercado y el entorno
social, institucional, de medio ambiente,
económico y político de zonas rurales de Pocitos
de Quichaura y Costa de Ñorquinco en
la Provincia de Chubut y en el grupo de po-
22
bladores aislados.
c) Relevar el estado del equipamiento
del grupo de pobladores aislados.
d) Realizar acciones de promoción de los
subproyectos del Proyecto Piloto entre la población
beneficiaria.
e) Calcular la tarifa y los cargos que por
derecho de conexión debieran aplicarse y la
eventual aplicación de subsidios y realizar
un análisis económico financiero comparativo
de las opciones de suministro de electricidad.
f) Estudiar y proponer las estrategias comerciales
que hagan factible el cobro de la
tarifa por el servicio prestado.
g) Elaborar el Proyecto de Ingeniería para
los nuevos sistemas que se proveerán.
h) Elaborar las especificaciones técnicas para
selección y adquisición del equipamiento
de los WHS para cada modelo y tipo de equipo.
i) Asesorar a la UCP en el proceso de adquisición
del equipamiento de los WHS.
j) Formular los Términos de Referencia para
identificar y diseñar el segundo Proyecto
Piloto WHS.
Segunda etapa
k) Supervisar el proceso de instalación
y puesta en marcha de los WHS.
Tercera etapa
l) Realizar acciones de información y
educación entre la población beneficiaria.
m) Monitorear los WHS durante 18 meses.
n) Mantener en servicio los WHS durante
18 meses.
o) Realizar evaluaciones parciales y evaluación
final.
Carta etapa
p) Recomendar un esquema institucional
y financiero para transferir los sistemas
al prestador de servicios.
6 Marco Legal Para Las Pfer.
En cuanto a lo inherente a Marco Legal
para las Pequeñas Fuentes de Energías Renovables
(PFER), existe un proyecto de Ley
en el Congreso Nacional llamado “Régimen
Nacional para la utilización de las fuentes renovables
de energía para la generación eléctrica-Ley
Pedro Salvatori” que ya posee media
sanción del Senado. Entre las metas propuestas
por el proyecto citado, estipula alcanzar
una participación mínima para las
PFER del 8% sobre el consumo total eléctrico
nacional para el año 2013. Para cumplir
con este ambicioso objetivo (si la gran hidráulica
es excluida sólo un reducido
2,21% permanece como fracción aportada
por fuentes renovables en la generación total
actual) el proyecto extiende los subsidios
y otros beneficios fiscales ya concedidos
a la generación eólica y solar (por la Ley previa
25.019/98) a las restantes fuentes renovables
de energía como la geotérmica, biomasa,
y pequeña hidráulica entre otras. El
proyecto fue realizado por el Senador Nacional
por la Provincia del Neuquén, Don. Pedro
Salvatori.
7 Potencial Hidroelectrico
El potencial hidroeléctrico nacional está
parcialmente aprovechado. De 170.000
GWh/año identificados, solo 38.000 corresponden
a centrales en explotación, previstas
o en construcción. El resto, pertenece
a un heterogéneo conjunto de estudios y
proyectos en necesidad de ser actualizados.
El conjunto aludido incluye un gran número
de pequeñas centrales (de hasta 15
MW) de gran relevancia para el desarrollo
local y regional. La capacidad hidroeléctrica
instalada total fue de 9735 MW en 2002,
proveyendo 34.000 GWh de energía en el
mismo período. Dentro de este total están
incluidos 675 GWh provenientes de alrededor
de 60 pequeñas centrales con una potencia
sumada que ronda los 180 MW, incluidas
20 micro y mini centrales pertenecientes
a varios sistemas eléctricos rurales
aislados servidos básicamente por grupos
diesel. A este respecto, existen 5 mini centrales
operando bajo el marco legal del
PERMER en la norteña provincia de Jujuy.
A la fecha, cerca del 2% de la oferta total
hidroeléctrica proviene de Pequeños
Aprovechamientos Hidroeléctricos (de hasta
15 MW) en la República Argentina, lo que
ciertamente refleja la media mundial en esta
materia.
Por otra parte, el catálogo de proyectos
disponible en la DNPROM confirma la existencia
de más de 120 proyectos de Pequeños
Aprovechamientos (PAH) inferiores a
los 15 MW con una potencia sumada que
ronda los 276 MW.
El límite superior de 15 MW es sólo una
convención propuesta por el proyecto Salvatori
de acuerdo a las reglas y contexto de
la Convención de la ONU sobre cambio climático
(UNFCCC).
Siendo así, y suponiendo un conservador
115.000 GWh/año de consumo eléctrico
para el 2013 (y contando los 180 MW
existentes), la pequeña hidroeléctrica podría
abastecer el 22,7% de la participación
mínima propuesta, o cerca del 1,81% sobre
el total. Este es ciertamente un más relevante
porcentaje frente al marginal
0,88% de participación actual (675 sobre
76500 GWh/año).
La convención adoptada por la DNPROM
para la pequeña hidroeléctrica es una ligera
variante de la propuesta por OLADE y se basa
en clasificar los pequeños aprovechamientos
hidroeléctricos por su potencia instalada
nominal reconociendo para eso tres escalones
ó intervalos a saber:
Micro-central, 5-50 kW
Mini-central, 50-500 kW
Pequeña central, 500-15000 kW

La Energía Media Anual estimada total rondaría los 2100
GWh/año. De todos modos, y más allá de la posible contribución de
los PAH a la capacidad instalada total de los grandes sistemas interconectados,
la DNPROM considera que cada PAH construido está
en condiciones de:
Diferir o posponer costosas extensiones y mejoras en las líneas
eléctricas de media y alta tensión de los sistemas centralizados y
sus pérdidas inherentes de potencia y energía, como medida efectiva
a favor de la generación distribuida.
Reemplazar o reducir la utilización de costosos combustibles líquidos
convencionales, y consecuentemente sus emisiones contaminantes.
Constituir una interesante oportunidad de negocios dentro del
marco del mercado mundial de bonos de carbono establecido por el
Mecanismo de Desarrollo Limpio (CDM) previsto en el Protocolo de
Kyoto.
Promover la utilización de mano de obra y recursos locales como
fomento al desarrollo de regiones económicamente postergadas,
creando oportunidades de empleo y contribuyendo a decrementar
la emigración forzada de pobladores rurales hacia la periferia
pobre de los grandes centros urbanos.
En este sentido, es importante recalcar que la modificación del
tipo de cambio ocurrido a comienzos de 2002 ha mejorado significativamente
la competitividad de la generación hidráulica frente a
la térmica, desde el momento que casi todo el equipamiento hidráulico,
mecánico y eléctrico requerido por una central hidráulica
tipo puede ser provisto por antiguas y bién establecidas firmas argentinas.
7.1 Plan De Accion En Pequeños Aprovechamientos Hidroelectricos
El plan de acción delineado en la DNPROM en torno a los PAH básicamente
comprende:
La actualización, mejora y ampliación del catálogo actual de
proyectos disponible en el Archivo Técnico. En este sentido, y en el
contexto de la asistencia técnica que el PERMER presta a la Secretaría
de Energía, se ha previsto contratar el “Estudio para la mejora
en el conocimiento y la promoción de la oferta hidroeléctrica de Pe-
queños Aprovechamientos” a efectivizarse a la brevedad.
Un relevamiento de las instalaciones construidas, funcionando
y fuera de servicio, en aptitud de ser reparadas y/o reequipadas, y
de las obras civiles de riego susceptibles de ser dotadas con unidades
de generación. A este respecto la DNPROM celebra y acompaña
con acciones la reciente declaración de interés nacional concedida
a la “hidrogeneración” por parte de la Honorable Cámara de Diputados
de La Nación.
La búsqueda de nuevos emplazamientos y la selección de una
metodología para la estimación teórica del potencial total por regiones
y cuencas. De nuevo el GIS y el atlas digital representan la herramienta
idónea para encarar esta tarea.
El compendio, revisión, y eventual propuesta de reformulación
de los régimenes legales provinciales del agua, medioambiente y
energía, en acuerdo y colaboración con los respectivos gobiernos y
organismos provinciales.
El estudio de oportunidades y análisis de rentabilidad de la pequeña
hidráulica en los mercados aislados, y la selección y desarrollo
de casos testigo y de eventuales carteras de proyectos ligados
-o no- al Mecanismo de Desarrollo Limpio. En este punto, merece
destacarse el Estudio de Prefactibilidad del Proyecto de Aprovechamiento
Hidroeléctrico sobre el Río Chico en la localidad de Gobernador
Gregores en la Pcia. de Santa Cruz, próximo a iniciarse con el
financiamiento de la Unidad de Preinversión del Ministerio de Economía
de La Nación.
Identificacion y gestión de líneas de financiamiento público y
privado para la ejecución de las obras técnica y económicamente
factibles.
8 Estructura de Investigacion y Desarrollo
La Argentina a través de sus Universidades Nacionales
Publicas e Institutos de diferente índoles, poseen grupos o equipos
de trabajos que están abocados en tareas de Investigación, Desarrollo
e Implementación relacionadas con la temática de las Energiza
Renovables, Electrificación Rural, y Políticas Energéticas.
En este contexto podemos hacer mención de los Equipos
de la Universidad Nacional del Comahue, La Planta (Lab. G. Cespedes),
San Juan, Tucumán, Quilmes, Salta, y del Sur, el Centro Regional
de Emergía Eolica (CREE – Prov. Chubut), Fundación Bariloche,
etc..
La Universidad Nacional del Comahue y a través de su Grupo
LA.M.HI. cuenta con un staff de profesionales y un Laboratorio para
el Desarrollo y Ensayos de Pequeñas Turbinas Hidráulicas; este Grupo
de Investigación ha desarrollado un modelo de Turbina Mitchell-
Banki apropiado para recursos hídricos de la precordillera de la
Prov. de Neuquén y Río Negro; el mismo tiene una capacidad de generación
en un rango de 4 a 8 kW. Además, se ha trabajado en el desarrollo
de una turbina Tipo Hélices y, actualmente, se ha encarado
las Tipo Pelton. Es plausible de mencionar, que este grupo ha efectuado
muchas tareas externas vinculadas al desarrollo sustentable,
desde el punto de vista energético, para comunidades rurales
aisladas y ONG.
9) REFERENCIAS
[1] Energia y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe
– Guía para la formulación de políticas energéticas – CEPAL-
OLADE-GTZ – Sgo. De Chile (2003) ISBN: 92-1-32221801
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– Valparaíso (CHILE) 2005.
[3] Lic. Monica Servant - Revista HIDRORED 1/97 – Secretaria
de Energía de Nación: Argentina. 1997
[4] Balance Energético Nacional 2002. Dirección Nacional de
Prospectiva - Secretaría de Energía.
[5] Prospectiva 2002. Dirección Nacional de Prospectiva - Secretaría
de Energía.
23

1.Introdução :
Segundo dados do Balanço Energético
Nacional, mais de 45% da matriz energética
do Brasil é renovável, enquanto a média
mundial não chega a 14%. Quando se observa
a Matriz de Eletricidade do país, percebe-se
a importância da geração hidroelétrica,
que representa 70% do total da energia
elétrica (Banco de Informações de Geração
da ANEEL – 20/09/2006).
Apesar da grande importância da geração
hidroelétrica no país, por se tratar de
fonte renovável de energia, em abundância
e a custos de geração inferiores aos das outras
fontes, há a necessidade de diversificar
a base da matriz energética brasileira
de forma a aumentar a confiabilidade e a garantia
de segurança no abastecimento.
O Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)
é um programa do Ministério das Minas e
Energia regulamentado pela lei 10.438/
2002 com o objetivo de aumentar a participação
da energia elétrica produzida por empreendimentos
de Produtores Independentes
Autônomos, concebidos com base em
fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas
e biomassa.
O programa promoverá a implantação
de 3.300 MW de capacidade, em instalações
de produção, sendo assegurada, pela
Centrais Elétricas Brasileiras S.A -
ELETROBRÁS, a compra da energia a ser
produzida, no período de 20 anos, dos empreendedores
que preencherem todos os
Jailson José Medeiros Alves
1
Luiz Claudio Pires Estima
1
Marcelo Jaques Martins
Resumo
O presente trabalho apresenta o estudo dos riscos financeiros envolvidos em um empreendimento de uma pequena central hidrelétrica
inserida no Programa de Incentivo as Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). São analisadas as condições financeiras elaboradas
pelo governo através de seus contratos bi-laterais com o objetivo de incentivar o capital privado a participar do programa e assim
ampliar a diversificação de nossa matriz energética nos próximos anos. A pesquisa tem como objetivo identificar e propor os riscos financeiros
em que uma usina incorre ao participar de um programa como esse. Para a análise dos riscos utiliza-se o método de simulação de
Monte-Carlo, que é uma metodologia eficiente para cálculo de riscos financeiros em empreendimentos desse tipo. É mostrado que esses
contratos são ferramentas muito úteis aos negócios desse setor, agregando benefícios econômico-financeiros ao mercado energético brasileiro.
Palavras-Chave: PROINFA, preço de venda da energia, mercado spot, riscos, contrato bi-lateral, Monte-carlo, fluxo de caixa, volatilidade
e PCH.
Abstract
The current work presents the study of the involved financial risks in an enterprise of a small hydroeletric plant in the incentive program
of the alternative sources of eletric energy (PROINFA), The financial conditions elaborated by the government through its bilateral
contracts are analyzed with the objective to stimulate the private capital to participate of the program and thus to the diversification of our
energy matrix in the next years. The research has as objective to identify and to consider the financial risks where a plant incurs when participating
of a program as this. For risk analysis the simulation method of Monte-Carlo was used, that is an efficient methodology for calculation
of financial risks in this type's enterprises. It is shown that these contracts are very useful tools to the businesses of this sector, adding
economic-financial benefits to the Brazilian energy market.
24
Riscos Financeiros em uma PCH no PROINFA
Keywords: PROINFA, energy 's price of sell, spot market, risks, bilateral contract, Monte-carlo, cash flow, volatileness and PCH.
requisitos de habilitação descritos nos Guias
e tiverem seus projetos selecionados.
O PROINFA conta com o suporte do
BNDES, que criou um programa de apoio a
investimentos em fontes alternativas renováveis
de energia elétrica. A linha de crédito
prevê financiamento de até 80% do investimento,
excluindo apenas bens e serviços
importados e a aquisição de terrenos.
Os investidores terão que garantir 20% do
projeto com capital próprio. As condições
do financiamento serão de TJLP mais 2%
de spread básico e até 1,5% de spread de
risco ao ano, carência de seis meses após a
entrada em operação comercial, amortização
por dez anos e não-pagamento de juros
durante a construção do empreendimento.
No presente trabalho estudaremos os
riscos financeiros envolvidos nesses tipos
de empreendimentos. Consideramos uma
usina, do tipo PCH, com 15 MW de potência
instalada com fator de capacidade de
62,11% gerando uma energia assegurada
e contratada de 81.617 MW ano, com orçamento
total de R$ 41.233.300,00, o que fornece
um custo de geração de R$
2.748,89/kW, com preço de venda à R$
133,65 (base: ago/2006).
1.1.Revisão de literatura :
Risco pode ser definido como a incerteza
associada aos retornos esperados. Não
há como evitar o risco, portanto deve-se administrá-lo.
Regra geral, o nível de rentabilidade es-
1 - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.- ELETROBRÁS
Departamento de Engenharia de Geração / Divisão de Acompanhamentos de Empreendimentos de Geração
1
tá associado ao nível de risco. Quanto maior
o risco aceito pelo investidor maior deve
ser a rentabilidade potencial deste investimento.
Naturalmente, algumas aplicações
envolvem maior risco. O investidor somente
deve aplicar seu dinheiro num investimento
quando conseguir entender o nível
de risco que está assumindo. Não existe de
fato investimento sem risco, embora o mercado
até trabalhe com algumas taxas como
se elas não tivessem risco algum, caso dos
títulos do Tesouro norte-americano, e da caderneta
de poupança no Brasil.
Os principais riscos de uma aplicação financeira
podem ser classificados em Risco
de Liquidez, Risco Legal, Risco de Crédito,
Risco de Mercado e Risco Operacional.
1.1.1.Riscos de Liquidez :
Conceito de liquidez :
“ ...será essencial que os fundos se mantenham
em uma forma que sejam facilmente
vendáveis, a qualquer momento, e
isto não significa somente que devem conservar-se
em valores facilmente negociáveis,
mas também que devem conservarse
em uma forma tal que o valor da carteira
não tenda a variar muito com o tempo. O valor
deve ser muito semelhante, qualquer
que seja a data da venda. Um ativo particular
que tenha esta propriedade, é seguramente
o que se entende na prática por um
ativo líquido.” ( HICKS : 1989,243)
Ou seja, quanto maior a facilidade de
um ativo se transformar em moeda sem

perda de seu valor, maior será sua liquidez.
Assim, a moeda é o ativo de liquidez absoluta.
Conforme Jorion, o risco de liquidez assume
duas formas distintas porém intimamente
relacionadas: risco de liquidez de ativos
ou de mercado e risco de liquidez de funding
ou de fluxo de caixa. O primeiro deles
surge quando uma transação não pode ser
conduzida aos preços vigentes de mercado
devido ao fato de que o volume envolvido
ser muito elevado em relação aos volumes
normalmente transacionados e varia de
acordo com os tipos de ativos, mercados
em que são negociados e ao longo do tempo
em função das condições de mercado. Já
o risco de liquidez de fluxo de caixa está relacionado
com o surgimento de dificuldades
para cumprir com as obrigações contratadas
nas datas previstas. Estas dificuldades
podem levar a liquidações antecipadas
e desordenadas de ativos aumentando
a exposição ao risco de liquidez de mercado.
(Cf. JORION: 2000, 17 – 18)
No programa PROINFA, onde a
ELETROBRÁS é a responsável pelo pagamento
da energia contratada a um preço
pré-fixado, o risco de liquidez de mercado
pode ser desconsiderado, já que o volume a
ser transacionado está garantido pelo contrato.
O risco de liquidez de fluxo de caixa,
está relacionado à incapacidade da Eletrobrás
não cumprir suas obrigações nas datas
previstas. Esse risco também é desprezível,
levando-se em conta que a Eletrobrás
historicamente tem cumprido suas obrigações
nas datas previstas, portanto possui
um risco muito baixo, podendo ser considerado
desprezível também.
1.1.2. Riscos Legal :
O risco legal está relacionado a possíveis
perdas quando um contrato não pode ser
legalmente amparado. Pode-se incluir aqui
riscos de perdas por documentação insuficiente,
insolvência, ilegalidade, falta de representatividade
e/ou autoridade por parte
de um negociador, etc.
Os riscos legais são controlados por meio
de políticas desenvolvidas pelo departamento
jurídico da instituição em conjunto
com os gerentes de risco. A instituição deve
se assegurar que acordo entre contrapartes
pode ser cumprido antes que o negócio
seja consumado.
Com o PROINFA, instituído por lei, esse
risco legal pode ser considerado desprezível.
Visto que legalmente, a instituição está
completamente amparada.
1.1.3. Riscos de Crédito :
O Risco de Crédito está associado às
possíveis perdas que o credor tenha caso o
devedor (contraparte) não honre com os seus
compromissos.
O histórico das instituições financeiras
demonstra que o risco de crédito é, de longe,
muito mais importante que o risco de
mercado.
Como a emissão de papéis da Eletrobrás,
que tem a classificação local “AA” indicada
pela Standard & Poor's ( fonte :
http://www.acionista.com.br/home/invest
imentos/120805_fidc), considera-se que a
capacidade de honrar compromissos financeiros
da empresa seja muito elevada. Ainda,
mesmo que num pior cenário imaginável,
a Eletrobrás não cumpra suas obrigações
o empreendedor poderá vender sua
energia no mercado. Para efeito de gestão
de risco, vamos considerar desprezível o risco
de crédito.
1.1.4. Riscos de Mercado :
O risco de mercado é oriundo de movimentos
nos níveis ou nas volatilidades dos
preços de mercado do ativo em análise.
Imagine um investidor que compra por
cerca de $ 75 uma parte de um título norteamericano,
com a promessa de receber 6%
ao ano no prazo de cinco anos, quando então
vai receber $ 100. Se no dia seguinte o
juro subir para 7%, este mesmo título estará
valendo no mercado cerca de $ 71. Ou seja:
do dia para a noite perdeu dinheiro, se
precisar vender o título, porque o juro mudou.
Pode até não haver dúvidas de que o
governo americano vai pagar suas dívidas,
mas há o risco de perdas por alterações no
mercado. Ou seja, mesmo sendo desconsiderado
o risco de crédito, há a possibilidade
de perdas devido ao risco de mercado.
Portanto, o risco de mercado está relacionado
com o preço de venda da energia
gerada, que se comportam como a taxa de
juros do exemplo acima, variando de acordo
com condições de mercado. Esse preço
tem apresentado uma alta volatilidade no
mercado de curto prazo, devido as condições
de oferta e demanda de energia, as
quais variaram desde racionamento de
energia, a excesso de oferta no inicio da década
atual no Brasil.
A volatilidade dos preços de geração é
um dos principais elementos que elevam a
taxa de risco para os investimentos em
energia nova. De acordo com o grau do armazenamento
dos principais reservatórios
do país e a tentativa de criação de um mercado
spot para a energia, foi criado um
grau de incerteza na projeção de estimativas
para o preço da geração de energia. Resultado
deste modelo é que em menos de
um ano (2001) o preço do MWh caiu de R$
600,00 para R$ 4,00. Com este nível de variação,
como é possível atrair investimentos
de longo prazo? Somente recursos financeiros
mais propensos a assumir maiores
riscos, capitais do tipo especulativos, te-
riam interesse em participar deste mercado.
O grande problema é a grande volatilidade
dos preços no "spot", que mudam semanalmente.
Se hoje o megawatt no curto
prazo custa menos de um terço do preço
praticado pela distribuidora, na época do racionamento,
onde havia escassez, os preços
no curto prazo chegaram a R$ 684 o
MWh - mais de 10 vezes o preço da concessionária,
em alguns casos. As figuras 1e2
do anexo ilustram a volatilidade do mercado
spot em alguns períodos.
Como se observa, essa volatilidade
acentuada é um fator de risco de mercado
que gera incertezas ao investidor. Com o
PROINFA, em que se tem um valor prédeterminado
do preço da energia durante
os 20 anos de contrato, essa volatilidade
não existe mais, e o investidor passa a ter
uma certeza quanto aos seus recebimentos
futuros. Tem-se então, uma proteção integral
quanto aos riscos de exposição ao mercado
de curto prazo.
1.1.5. Risco Operacional :
Os riscos operacionais relacionam-se
às perdas inesperadas de uma instituição,
em virtude de seus sistemas, práticas e medidas
de controle serem incapazes de resistir
a erros humanos, à infra-estrutura de
apoio danificada, a falha de modelagem, de
serviços ou de produtos, e a mudanças no
ambiente empresarial.
Numa usina hidrelétrica, o risco de seu
sistema não funcionar como esperado, tem
relação, além dos elementos acimas citados,
às caracteristicas hidrológicas locais
(risco hidrológico).
No Brasil, temos um sistema predominantemente
hidráulico, que são projetados
para atender o mercado sob condições hidrológicas
desfavoráveis, que ocorrem esporadicamente.
Como consequência, na
maior parte do tempo há sobra de energia,
o que implica em custos marginais muito
baixos. Observa-se assim que o custo marginal
é fortamente relacionada às vazões
afluentes aos reservatórios e seus níveis.
No contrato do PROINFA, a energia contrata
é a energia assegurada da usina, calculada
pela ANEEL. A energia assegurada
do Sistema Interligado Nacional (SIN) é a
máxima energia que pode ser ofertada considerando
um risco prefixado de não atendimento
da demanda (atualmente 5%), obtida
através de simulações da operação do
sistema, utilizando séries sintéticas de vazões
e despachando as usinas termelétricas
de acordo com uma política ótima de
operação. A energia assegurada de uma usina
hidrelétrica é obtida pelo rateio da energia
assegurada do sistema pela energia firme
de cada usina. No caso das PCHs, que
25

não são despachadas centralizadamente
no sistema, a energia assegurada de cada
central será igual a média da energia que o
aproveitamento poderia gerar, levando-se
em consideração a série de vazões, a produtividade
média, a indisponibilidade total
e a potência instalada. Portanto, o risco da
usina não fornecer a energia contratada em
um ano é de 5%. Porém, de acordo com o
contrato, caso isso aconteça, é possível ser
compensado esse débito de energia em
anos posteriores, quando o regime hidrológico
for mais favorável.
Além disso existe o Mecanismo de Realocação
de Energia (MRE): é um mecanismo
financeiro que tem por objetivo o compartilhamento
dos riscos hidrológicos que
afetam os geradores, buscando garantir a
otimização dos recursos hidrelétricos do sistema
interligado. Visa garantir que todos
os geradores hidrelétricos participantes comercializem
suas energias asseguradas
que lhes foi atribuída pela ANEEL, independente
de sua produção real de energia, desde
que as usinas participantes, como um todo,
tenham gerado energia suficiente para
tal. Esse mecanismo diminui ainda mais o
risco de débito de energia em um período.
Mediante a compensação de débitos e
créditos permitida em contrato, além da
possibilidade de participação no MRE, pode-se
considerar o risco operacional devido
ao risco hidrológico, ou seja, a probabilidade
de que durante os 20 anos de contrato a
usina não forneça a energia contratada é
muito baixa. Porém, não vamos considerar
desprezível e consideraremos uma pequena
probabilidade de 2 % para o caso em
que a usina forneça em média menos 5%
da energia contratada durante os 20 anos
de contrato (77.536 MWh ano). Na verdade,
como a energia contratada é a de condições
hidrologicas desvaforáveis, a maior
probabilidade é que a usina, durante o período
de contrato, forneça mais energia do
que a contratada pela ELETROBRÁS . Consideramos
uma variação positiva de 10%
com 38% de probabilidade (89.779 MWh
ano) e 60% de probabilidade da energia fornecida
ser a mesma que a contradada.
O principal risco operacional do empreendimento
está relacionado com a parte de
planejamento de obras. O orçamento pode
estar super ou subdimensionado, o período
de construção pode ser mais longo ou mais
estreito do que o previsto ou o projeto pode
estar mal calculado, além do risco geológico
que é comum em projetos desse tipo, entre
outros erros humanos.
No caso da obra durar mais do que o previsto,
a empresa poderá incorrer em multas
pela ELETROBRÁS. De acordo com o
contrato, há multa para atrasos superiores
a 90 dias, sendo calculada com base na
26
energia contratada no ano dividida por 12,
multiplicada pelos meses de atraso. Em caso
extremos, em que seja necessária a rescissão
de contrato, a multa será o valor econômico
total do contrato, ou seja 20 anos
vezes a energia contrata anual multiplicado
pelo preço de venda da energia.
Apesar do contrato prever essas penalidades,
o mesmo possui uma clausula referente
a “CASOS FORTUITOS”. Na prática,
mesmo que haja um atraso, pode-se alegar
essa condição e não ser aplicada a multa.
Isso quer dizer que a probabilidade do empreendimento
ser penalizado é pequena.
Porém, não é desprezível.
O caso de rescissão de contrato não será
levado em conta, já que basicamente seria
o caso de abandono do empreendimento
por parte do empreendedor.
Para efeito de cálculo desses riscos operacionais
admitiu-se que o orçamento da
obra pode estar superdimensionado em até
10% ou estar subdimensionado em 25%. E
estabeleceu-se um limite máximo de multa
em até 6 meses de atraso.
O investimento inicial no empreendimento
será considerado o valor de orçamento
mais a multa, caso haja.
Outro risco operacional seria o de um
aumento nas imobilizações e na necessidade
de capital de giro, que a princípio seriam
R$ 0,00. Podemos imaginar que as imbolizações
poderiam até atingir 20% do valor
da depreciação em uma ano, como uma forma
de repor alguns ativos, e o aumento da
necessidade de capital de giro possa atingir
até 1% do lucro operacional após IR.
Todas as considerações anteriores são
mostradas no quadro 1 do anexo, com suas
probabilidades estimadas.
2. Material e Métodos :
Como dito nos itens anteriores, os riscos
a serem incorridos pelo empreendimento
no PROINFA não são muitos. A Eletrobrás,
no contrato de compra de energia
de longo prazo (PPAs), assegurará ao empreendedor
uma receita mínima de 70% da
energia contratada durante o período de financiamento
e proteção integral quanto
aos riscos de exposição do mercado de curto
prazo. Todos os contratos do PROINFA terão
duração de 20 anos.
Com esse programa , o governo estabelece
regras definidas para os investimentos
privados, o que diminui muito a incerteza
do negócio e assim procura estimular os
investimentos em geração de energia no
Brasil. O que o governo tenta fazer na verdade,
é diminuir os riscos envolvidos nesse
negócio, estabelecendo uma tarifa que concilia
modicidade tarifária com estímulo aos
investimentos. Além disso, o governo, através
do BNDES, financia até 80% do investimento
total da usina. Nesse caso o valor fi-
nanciado pelo BNDES é R$ 32.986.640,00
O contrato PPA firmado pela Eletrobrás
no PROINFA com o empreendedor é na verdade
um instrumento de proteção ao risco.
Trata-se de um contrato bi-lateral em que
os agentes negociam livremente a quantidade
de energia elétrica em MWh, o preço
em R$/MWh, o prazo de vigência, gerando
direitos e obrigações. Os contratos comerciais
(simples) são acordos no sentido de diminuir
os riscos inerentes à geração e comercialização
de energia elétrica, visando
à entrega física da mesma. Assim, os contratos
iniciais são os acordos já comercializados
no MAE chamados comerciais (bilaterais),
O quadro 2 do anexo mostra que o risco
a ser considerado é o risco operacional
Para se medir o risco operacional do negócio,
foi montado o fluxo de caixa da empresa,
baseado nos parâmetros descritos
nos itens anteriores, e calculado o valor presente
líquido.
A depreciação foi considerada linear de
20 anos sobre o ativo imobilizado da usina
(5% *R$17.414.221,71 = R$ 870.711,09).
2.1. Método de Monte Carlo :
O método de Monte Carlo é uma tradicional
técnica de amostragem de número aleatório
ou pseudo-aleatório de uma distribuição
de probabilidade. O processo de
amostragem de Monte Carlo é completamente
aleatório, o que significa dizer que
qualquer elemento da amostragem pode
provir de determinada faixa da distribuição
de probabilidade. Naturalmente, a amostragem
é mais provável em área onde exista
maior probabilidade de ocorrência. Cada
amostragem de Monte Carlo irá utilizar um
número aleatório entre zero e um. Com muitas
interações, a amostragem de Monte Carlo
irá recriar uma distribuição de probabilidade
por meio de amostragem. Esse processo
de simulação possibilitará uma análise
de risco sobre a verdadeira disposição a
pagar.
Hipóteses simplificadoras para cálculo
do fluxo de caixa:
- O investimento (So) é considerado realizado
em um ano 0. Mesmo sabendo que
em geral os desembolsos são durante cerca
de dois ou três anos antes da entrada em
operação da usina, para simplificar os cálculos
considerou-se que o desembolso total
seria realizado no ano zero e as receitas
(Ei) em um único período anual.
- A receita do primeiro ano de recebimento,
se manterá constante durante os
outros anos de duração do projeto, ou seja
E1 = E2 = ... = En.
- Os valores considerados serão independentes
da inflação, ou seja, são valores
reais, considerando que a inflação corrija
tanto os custos quanto as receitas de forma

equivalente.
- A taxa de desconto, calculada pelo
WACC será mantida constante durante os
20 anos de projeto.
Essas simplificações são apenas para facilitar
os cálculos e não fogem em demasia
aos resultados reais.
Os dados bases são listados no quadro
3 do anexo para o cenário base .
Para a construção de um modelo do fluxo
de caixa, fazendo uso da Simulação de
Monte Carlo, segue-se uma seqüência lógica,
conforme abaixo:
1º Passo :
Para cada variável que influencia o diagrama
de fluxos de caixa do investimento,
estimar o seu intervalo de variação possível.
Estabelecer, então, uma distribuição de
probabilidades correspondentes e transformá-la
em uma distribuição de probabilidades
acumulada.
O quadro 4 do anexo mostra as distribuições
de probabilidades acumuladas de
acordo com as hipóteses dos itens anteriores.
2º Passo :
Especificar a relação entre as variáveis
de entrada a fim de se calcular o VPL do investimento.
As variáveis do 1º Passo afetam
tanto as receitas quanto o investimento.
No quadro 5 do anexo mostra-se o fluxo
de caixa para empresa no 1º ano com os valores
bases.
Uma importante variável que
está diretamente relacionada com a estrutura
de capital da empresa é o custo médio
ponderado de capital (WACC). Essa taxa é
utilizada para se calcular o valor presente
dos recebimentos da empresa. O custo de
capital próprio foi calculado com base no
modelo do CAPM.
3º Passo :
Selecionar, ao acaso, os valores das variáveis,
conforme sua probabilidade de
ocorrência, para assim, calcular o valor presente
líquido. Repetir esta operação muitas
vezes (1000 vezes), até que se obtenha
uma distribuição de probabilidade do VPL.
O quadro 6 mostra a planilha de cálculo
com as 10 primeiras iterações do método.
3.Resultados e Discussão:
As iterações até 1000 do quadro 6 produziram
os gráficos da figura 3 e 4 e o quadro
7.
Consideramos então, que esta seja
uma distribuição normal e calculamos o valor
esperado para o VPL com os resultados
das 1000 iterações e também o risco do projeto
através de seu desvio-padrão (quadro
8).
O valor esperado para o VPL é de
R$30.458.430,79 que é abaixo dos
R$34.746.667,73 valor calculado para o caso
dos dados do cenário base. E o risco do
projeto medido pelo seu desvio-padrão é
de R$9.357.392,75. Na verdade a probabilidade
de que o VPL seja menor do que o estimado
pelos valores bases é de 67,66%.
Ainda, a probabilidade do VPL ser menor
que zero é de 0,06%, uma valor desprezível,
o que mostra grande atratividade do
projeto.
O Rating de Risco é medido em função
do resultado do VPL. Após a simulação é gerado
um gráfico da distribuição do VPL. O
modelo proposto calibrou uma escala onde
cada valor de rating é associado a um nível
de provisionamento, de acordo com a exigência
estabelecida pelo Banco Central.
4. Conclusão :
Com o PROINFA, o governo pretendeu
atrair o capital privado para a geração de
energia com fontes renováveis, tentando
reduzr os riscos financeiros dos projetos.
Informações disponibilizadas pelo Ministério
de Minas e Energia indicam que o
desenvolvimento dessas fontes inicia uma
nova etapa no país. A iniciativa de caráter
estrutural vai promover ganhos de escala,
aprendizagem tecnológica, competitividade
industrial e, sobretudo, “a identificação
e a apropriação dos benefícios técnicos, ambientais
e socioeconômicos na definição da
competitividade econômico-energética de
projetos de geração de fontes alternativas”.
Além de ser visto como um importante
instrumento para a diversificação da matriz
energética do país, o Proinfa quer garantir
maior confiabilidade e segurança ao abastecimento,
principalmente após a crise do
setor e o racionamento de 2001.
Projetos qualificados no escopo do
PROINFA e portanto habilitados a vender
sua energia para a Eletrobrás através de
contratos de longo prazo com preços prédefinidos
têm alguns diferenciais, tais como
a receita garantida e a qualidade dos
contratos. Como visto nas analises de risco
anteriores, com o custo de implantação considerado
(R$ 2.748,89) as usinas que entrarem
no programa terão projetos de risco
muito baixo e retorno alto e portanto a atratividade
do negócio será muito elevada.
O número de empresas que se apresentaram
para participar do programa foi maior
que o esperado pelo governo. Foram
apresentados projetos envolvendo geração
de 6,6 mil MW, o dobro de energia solicitado
pela Eletrobras (3.300 MW).
Através da realização de diversas simulações
de fluxo de caixa de empresas de
uma determinada carteira de crédito e da
comparação do rating obtido com o comportamento
real da empresa em análise, do
ponto de vista da adimplência, foram geradas
as probabilidades de VPL menor que zero,
com base nos níveis de provisão estabe-
lecidos pelo BACEN de acordo com a tabela
da figura 5 do anexo
De acordo com nossa simulação, esse
projeto seria classificado com rating AA,
com nível de provisão 0,0%. Portanto, o risco
de inadimplência é irrelevante, mediante
as condições estabelecidas.
Pode-se considerar que para o objetivo
do governo, o PROINFA é um instrumento
de vital importância para as fontes de energia
alternativas e incentiva os investimentos
nessa área de forma eficiente.
5. Referências Bibliográficas :
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BLANARU, Adriano. “Estudo sobre a avaliação
de empresas diante das condições
de incerteza das premissas : Análise probabilística
gerada por simulação de Monte Carlo
como auxílio ao processo decisório”.
Investsul http://www.investsul
.com.br/textos_academicos/
BRUNI, Adriano Leal; FAMÁ, Rubens;
SIQUEIRA, José de Oliveira. “Análise do Risco
na Avaliação de Projetos de Investimento:
Uma aplicação do método de Monte Carlo”.
Caderno de Pesquisa em Administração.
São Paulo. 1998.
LOIOLA, Umberto. “Os instrumentos de
derivativos nos mercados futuros de energia
elétrica” . Dissertação de mestrado –
UFSC -Florianópolis (2002)
ANEXOS - próxima página
27

figura 1 – Histórico de preço de curto-prazo (jan/97-mar/02) ; “Price´s
description of short-stated period (jan/97-mar/02)”
fonte : http://www.abmbrasil.com.br/cim/download/4
figura 2 – Volatilidade de preço no curto-prazo (96-99) ; “ Price´s volatileness
in the short-stated period (96-99)” fonte : http://www.puc-rio.br/
marco.ind/pdf/alessandro-dissertacao_apresentacao.pdf
Figura 3 – Gráfico de frequencia acumulada para os valores calculados do
VPL. “Graph of frequency accumulated for the calculated values of the VPL”
28
Figura 4 – Gráfico de disitribuição das frequencias para os valores cálculados
do VPL. “Distribution ´s graph of the frequencies for the calculated
values of the VPL”
figura 5 – Classificação de risco do BC -rating; “Risk´s classification of the
BC-rating” fonte : BACEN
ANEXO B – QUADROS:
Quadro 2 – Riscos considerados.
Quadro 1 – Variações nos parâmetros dos dados de entrada do fluxo de caixa com suas probabilidades

Quadro 3 – Dados bases para o cálculo do fluxo de caixa e VPL
Quadro 4 – Distribuição de probabilidades acumuladas das variáveis envolvida
Quadro 6 – Planilha com as 10 primeiras iterações do método de Monte-Carlo
Quadro 5 – Fluxo de caixa para o Ano 1 do projeto
Quadro 7 – Distribuição de frequencia para os valores cálculados do VPL
Quadro 8– Resultados da distribuição normal dos VPLs pelo método de Monte-Carlo
29

Metodologia para Análise Preliminar da Potência
Disponível em Quedas Residuais de Usinas Hidrelétricas em Cascata
1
Prof. Dr. Arthur Benedicto OTTONI
2
Eng. Denis de Souza SILVA
3
Eng. Aloísio Caetano FERREIRA
4
Eng. Cláudio Nogueira NETO
Resumo
O estudo do Plano de Quedas de um curso d'água visa aproveitar a potência hidráulica natural de que suas águas dispõe. Algumas bacias
hidrográficas apresentam arranjos de usinas hidrelétricas implantadas “em cascata”, podendo estar presentes pequenos desníveis hídricos
não aproveitáveis por hidrelétricas convencionais de grande porte devido aos grandes impactos ambientais a elas associados. O trabalho
gera uma metodologia de identificação de tais quedas residuais, considerando para tal uma tecnologia de geração de pequena queda,
com desnível hídrico de dois a oito metros, sem comprometer a operação da cascata. A metodologia é testada em uma das mais importantes
bacias hidrográficas brasileiras, a bacia do rio Grande (sub-bacia 61). O trabalho identifica o potencial energético das quedas residuais
desta cascata, que embora disponível, não está sendo atualmente aproveitado.
Palavras-Chave: Potencial Hidro-energético Residual; Central de Pequena Queda; Sustentabilidade; Recursos hídricos.
Abstract
The study of the Plan of Falls of a water course aim at the exploitation the natural hydropower of that its waters make use. Some hydrographic
basins present arrangements of implanted hydroelectric plants “in cascade”, being able to be gifts small falls not usable for conventional
hydroelectric of great transport due to the great ambient impacts to they associates. The work generates a methodology of identification
of such residual falls, considering for such a technology of generation of small fall, hydric unevenness for two to eight meters, without
compromising the operation of the cascade. The methodology is tested in one of the most important Brazilian hydrographic basins,
the basin of the Grande river (sub-basin 61). The work identifies the energy potential of the residual falls of this cascade, that even so available,
he is not being currently used to advantage.
Keywords: Residual Hydropower; Small Dam; Sustainable, Hydro Resources.
1. INTRODUÇÃO
O desenvolvimento, tanto industrial
quanto social, político e econômico de toda
e qualquer nação depende diretamente de
sua disponibilidade de recursos energéticos.
Sob tal ponto de vista, o Brasil é um país
privilegiado por apresentar uma das maiores
disponibilidades hídricas do planeta,
sendo sua matriz energética pautada na hidroeletricidade.
A Tabela 1 apresenta os Potenciais Hidrelétricos
Inventariados e Estimados da rede
de drenagem nacional bem como a Capacidade
Instalada e os Índices de Aproveitamento
do Potencial Hidráulico por bacia
(ELETROBRÁS, 2005), que mostram em
que bacias há maior e menor exploração de
recursos hídricos para fins de geração hidráulica.
Vale observar que a potência instalada
(Tabela 1; coluna c) leva em consideração
aproveitamentos com potências
instaladas superiores a 10 MW, não incluindo,
portanto, boa parte das Pequenas Centrais
Hidrelétricas – PCH (potência instalada
entre 1 e 30 MW), e todas as Mini (100 <
P ≤1000 KW) e Micro (P ≤100
KW) Centrais
Hidrelétricas.
No Brasil a energia hidráulica, mesmo
ocupando a base da matriz energética, ainda
apresenta um enorme potencial de exploração.
A maior parte dos aproveitamentos
inventariados, constantes do Atlas de
Energia Elétrica (ELETROBRÁS, 2005), não
condiz com o paradigma atual do desenvolvimento
sustentável, ou seja, geração hí-
30
drica com impactos ambientais mínimos ou
desprezíveis.
A proposta do presente estudo é apresentar
uma metodologia capaz de identificar
a potência hidráulica disponível nas quedas
residuais das cascatas de aproveitamentos
hidrelétricos com barragens de regularização
de vazões. A justificativa para a
restrição da análise apenas em trechos cascateados
é de que, nestes trechos, as flutuações
hidrológicas à jusante das barragens
regularizadoras são muito pequenas, o que
torna o dimensionamento das obras e, conseqüentemente,
o custo de instalação de
novos empreendimentos, bastante reduzidos
nestes trechos. Outro ponto que deve
ser considerado é a presença da linha de
transmissão próxima aos locais de implantação
dos novos empreendimentos, possibilitando
a redução do custo final das novas
centrais de pequena queda. Em outras palavras:
geração de energia a baixo custo,
com impactos ambientais mínimos, reduzido
período de implantação e grande fator
de capacidade, resultando em um incremento
significativo dos índices de aproveitamento
das bacias conforme Tabela 1.
Com o intuito de atender a estes objetivos
o trabalho considera pequenas quedas
naturais, com desníveis hídricos entre dois
e oito metros, gerando impactos ambientais
desprezíveis, sendo capazes de fornecer
uma potência total considerável através da
instalação de arranjos de Usinas de Pequenas
Quedas (UPQ) em tantas seções quan-
1 - Instituto de Recursos Naturais - Universidade Federal de Itajubá - UNIFEI
2-3-4- Eng. Hídrico, Mestrando Engenharia da Energia - Universidade Federal de Itajubá - UNIFEI
to os desníveis topográficos da cascata permitirem.
Essa disponibilidade de energia hidráulica
residual contribuirá para o aumento
da oferta de energia no país, com inserção
no Sistema Interligado, dando assim
condições para que o país alcance maiores
taxas de crescimento, tanto no curto quanto
no médio e no longo prazo.
1.1–Potencial Hidro-energético Natural
e Plano de Quedas
A partir da variação de vazão, que aumenta
ao longo da área da bacia, na direção
do exutório, e da altimetria (fluviomorfologia)
é que se projeta um Plano de
Quedas. O Plano de quedas é elaborado na
fase de Estudo de Inventário do empreendimento
(OTTONI, 2005).
De acordo com o Plano de Quedas, a
energia potencial natural da água do rio no
trecho fluvial deve ser concentrada em um
barramento que irá gerar a elevação do nível
d'água, com formação ou não de reservatório,
para, a partir daí, ser transformada
em energia mecânica, potência de eixo na
turbina, e em seguida em energia elétrica,
potência elétrica no gerador, de acordo com
a formulação a seguir (OTTONI, 2005).
P g Qt
H (1)
Onde:
P: Potência gerada na queda [W];
ρ:
massa específica da água;
g:Aceleração da Gravidade [m/s²];
Qt: vazão turbinada [m³/s];
H: Queda líquida [m].

1.2–O Planejamento do Setor Elétrico
Brasileiro
Antes da reestruturação do Setor Elétrico
brasileiro, iniciada na década de noventa
e ainda em curso no Brasil, uma das atribuições
da Eletrobrás era executar o plano de
expansão do sistema elétrico brasileiro,
que atuava em três níveis: no planejamento
de longo prazo, com um horizonte de vinte
e cinco a trinta anos; no planejamento
de médio prazo, com um horizonte de quinze
anos; e no planejamento de curto prazo,
conhecido como Plano Decenal de Geração,
que tem um horizonte de até dez anos
(ELETROBRÁS, 1995).
As etapas de estudos e projetos para a
implantação de um aproveitamento hidrelétrico,
segundo o Manual de Inventários da
Eletrobrás (1995) são: Estimativa do Potencial
Hidrelétrico, Estudo de Inventário
Hidrelétrico (EI), Estudo de Viabilidade Técnica
e Econômica (EVTE), Estudo de Projeto
Básico (EPB) e Projeto Executivo (PE).
Os aspectos ambientais são considerados
em todas as fases dos estudos, sendo o
EIA/RIMA implementado na fase do EVTE,
quando se analisam as ações relativas a um
determinado projeto. No caso brasileiro há
uma antecipação destes aspectos, uma vez
que a base de geração elétrica pautada na
hidroeletricidade traz grandes impactos ambientais
associados. Por isso, a avaliação
dos aspectos ambientais tem sido considerada
desde a fase de inventário (planejamento
de médio prazo).
1.3–Usina de Pequena Queda–UPQ
As Usinas de Pequena Queda (UPQ) são
empreendimentos hidrelétricos caracterizados
por gerar energia elétrica a partir de
pequenos desníveis hídricos, de modo a
manter todo o espelho d'água contido dentro
da calha fluvial. Esta concepção de aproveitamento
se justifica pela geração de hidroeletricidade
com impactos ambientais
associados de mínima magnitude, bem como
pela sustentabilidade sócio-econômicoambiental
do projeto (PCH notícias & SHP
News, 2005).
Os equipamentos de geração são praticamente
os convencionais para pequena
queda, tipo turbina bulbo e a vazão turbinada
de projeto para a UPQ deve ficar próxima
da vazão mediana do curso d'água
(Q 50% ).
A UPQ pode apresentar características
variadas de arranjo, porém, seja qual for o
arranjo, ela tende a ser de grande valia nas
seguintes situações:
·Nos estirões fluviais planos dos rios da
Região Amazônica;
·Nos trechos fluviais onde se localizam
aglomerados de indústrias, onde a geração
atenderá à demanda local, oferecendo sustentabilidade
energética no local;
·Nos trechos inferiores dos cursos
d'água próximos aos trechos estuarinos,
onde a topografia é basicamente plana e o
potencial pode ser melhor aproveitado;
·Na geração hídrica em cursos d'água regularizados,
como cascatas de UHE, onde o
porte e, conseqüentemente o custo de implantação
das obras, é bastante reduzido,
tornando a alternativa altamente atrativa
no mercado.
Atualmente, devido a grande dificuldade
em aprovar os licenciamentos ambientais
de novos aproveitamentos convencionais,
a quase totalidade dos novos projetos
hidrelétricos está parada nos órgãos ambientais,
o que certamente debilitará nos próximos
anos a oferta de energia elétrica no
país. Assim, evidencia-se uma forte tendência
do setor elétrico a priorizar os empreendimentos
que gerem menores impactos
ambientais e sejam auto-sustentáveis.
A UPQ se enquadra perfeitamente nestes
moldes e deve merecer atenção especial do
setor elétrico nos próximos anos, a partir
do desenvolvimento da tecnologia necessária
para viabilizar a implantação destes
empreendimentos, possibilitando assim vislumbrar
os resultados pretendidos com a
concepção.
2. MATERIAIS E MÉTODOS
2.1–Análise das Cascatas e Identificação
das Quedas Residuais
A partir de uma análise no Sistema de
Informação do Potencial Hidrelétrico Brasileiro
(SIPOT/Eletrobrás), são identificadas
cascatas de UHE que apresentem barragens
de regularização de vazões, bem como
as características do nível d'água máximo
maximorum à montante, do nível
d'água à jusante, da vazão turbinada, da vazão
vertida e da área de drenagem da bacia
hidráulica para as UHE identificadas.
Os dados de vazão podem ser obtidos
de séries históricas disponíveis no site do Hidroweb
(ANA, 1997), ou, preferencialmente,
dos históricos de vazões defluentes de
cada usina já existente para, a partir destes,
calcular a curva de permanência de vazões
para a UHE regularizadora, caso esta
curva não esteja previamente disponível.
Com a versão grátis do software GoogleEarth
(GOOGLE, 2002) pode-se, de
forma preliminar, analisar os comprimentos
dos trechos de remanso dos reservatórios
da cascata considerada, a fim de levantar
os comprimentos dos trechos fluviais remanescentes
onde é possível implantar seções
de arranjos hidro-energéticos de pequena
queda (UPQ). Assim, deve ser obtido,
quando houver, o comprimento longitudinal
do trecho aproveitável (L') entre a
UHE de montante e final do trecho de remanso
do reservatório da UHE à jusante de
acordo com a Figura 1.
Calcula-se então a queda natural residual
entre o nível máximo operativo de jusante
de uma UHE, no canal de fuga, e o nível
d'água máximo maximorum do reservatório
da UHE à jusante da primeira. Com
o comprimento do estirão fluvial aproveitável
(L') e a queda residual no trecho, encontra-se
o número de seções de encaixamento
e a queda de projeto (h) de cada seção,
que deve ficar entre dois e oito metros (o valor
médio de cinco metros é desejável).
Em seguida deve-se levantar ou medir
a área de drenagem do trecho fluvial aproveitável
(A'). No trabalho foi utilizado o software
ArcExplorer (ESRI, 1997) utilizando
informações da camada de usinas hidrelétricas,
disponível no site do HidroWeb “Bacias
Hidrográficas Brasileiras” (ANA,
1999). A área de drenagem da UHE regularizadora
deve ser preliminarmente transposta
para as novas seções de encaixamento
de modo que as vazões das UHE existentes
possam ser transpostas para os locais
das novas UPQ.
2.2–Análise da Vazão Específica e
Transposição de Vazões
O próximo passo é calcular a Vazão
Específica (q) para a barragem regulariza-
Q i
dora
q
,que possibilitará a transposi-
Adi
ção da Curva de Permanência de Vazões da
seção da barragem de regularização para
as novas seções de UPQ à jusante. Segundo
TUCCI (1993), esta técnica pode ser utilizada,
desde que, verificadas as características
de homogeneidade das bacias, tais
como:
·Características físicas: relevo, solo e
geologia;
·Características bióticas: coberturas florísticas,
e;
·Características antrópicas: uso e ocupação
do solo.
Finalmente, podem ser levantadas as
Curvas de Permanência de Potências para
cada seção de encaixamento a partir das
Curvas de Permanência de Vazões transpostas,
retirando das primeiras os valores
das potências mediana e mínima, respectivamente
potência instalada (P 50% ) e potência
firme (P 95% ). O somatório das P50% de todas
as seções de UPQ encaixadas na cascata
será tomado em projeto como a Potência
Total Residual disponível para aproveitamento.
3 – ESTUDO DE CASO: CASCATA DE
HIDRELÉTRICAS DO RIO GRANDE
O estudo de caso trata da aplicação da
metodologia proposta na cascata de UHE
do Rio Grande, um dos cursos d'água de maior
importância para a geração de hidroeletricidade
no Brasil.
31

3.1 – Análise da Cascata
A cascata do rio Grande (sub-bacia 61)
foi analisada e o arranjo das usinas pode
ser visto na Figura 2.
A vazão do reservatório de Furnas, que
varia de acordo com a produção de energia,
controla o funcionamento de outras oito hidrelétricas
instaladas à jusante ainda no
Rio Grande: Marechal Mascarenhas de Morais,
Luiz Carlos Barreto (Estreito), Porto
Colômbia e Marimbondo, todas de Furnas,
além de Igarapava, Jaguara e Volta Grande,
que pertencem à Centrais Elétricas de
Minas Gerais (Cemig), e Água Vermelha, da
AES Tietê. Depois o Rio Grande se encontra
com o Paranaíba, formando o Rio Paraná,
onde há outras duas usinas: Porto Primavera
e Itaipu.
A montante da UHE de Furnas existem
dois empreendimentos a serem considerados:
Funil e Itutinga. A usina de Camargos
não será considerada, pois está localizada
imediatamente à montante de Itutinga,
não apresentando queda residual alguma
no trecho.
Os trechos fluviais remanescentes entre
as UHE da cascata foram levantados a
partir do software GoogleEarth, que trabalha
com um mosaico de imagens aquisitadas
do sensor Enhanced Thematic Mapper
(ETM) do satélite norte-americano
Landsat 7 (NASA), com resolução espacial
de 15 metros por pixel nas áreas em questão.
O sensor ETM identifica comprimentos
de onda na faixa do visível e infravermelho
próximo. O software é dotado de ferramenta
para mensuração de distância. As distâncias
foram medidas em quilômetros e
uma das imagens trabalhadas é apresentada
na Figura 3, que mostra um trecho fluvial
entre a UHE Funil (inventariada) e o final
do trecho de remanso do reservatório de
Furnas.
A Tabela 2 apresenta o cálculo das quedas
residuais entre os aproveitamentos da
cascata e também exibe os comprimentos
medidos dos trechos aproveitáveis e define
em que trechos há possibilidade de aproveitamento.
A coluna 3 da Tabela 2 apresenta um resumo
das distâncias medidas a partir das
imagens de satélite referentes aos trechos
fluviais remanescentes da cascata. A coluna
4 contém os comprimentos dos remansos
de reservatórios e a coluna 5 as quedas
residuais da cascata, resultado da variação
do desnível natural do terreno, dada pela
subtração da cota do nível d'água máximo
maximorum do reservatório à jusante pelo
nível d'água máximo operativo do canal de
fuga do aproveitamento à montante, sendo
que há trechos com variações negativas de
níveis d'água que serão comentadas na conclusão.
32
Nos locais onde há desníveis residuais e
trechos de rios não afogados por reservatórios
existe um potencial residual aguardando
ser explorado. Na cascata em análise foram
encontrados três trechos, sendo eles
entre: Itutinga e Funil, Funil e Furnas e Furnas
e Mascarenhas de Moraes.
3.2–Correlação de áreas e vazões
A Curva de Permanência de Vazões
(CPV) de Furnas é apresentada na Figura 4.
A curva foi traçada com dados consistidos
desde setembro de 1973, quando a usina
entrou em operação, até julho de 2005.
Da CPV de Furnas são obtidas as vazões
características para a UHE:
Q 5 = 2143,00 [m³/s]
Q mLT = 962,15 [m³/s]
Q 50 = 840,50 [m³/s]
Q 95 = 424,50 [m³/s]
Para que o resultado seja um pouco mais
refinado, partindo da Curva de Permanência
de Vazões de Furnas, e da área de
drenagem definida pela UHE, foi levantada
uma curva de vazão específica representativa
da bacia hidrográfica de Furnas, sendo
essa vazão específica dada pelo quociente
da vazão defluente (turbinada mais vertida)
da CPV de Furnas por sua área de drenagem.
Esta vazão específica (equação 2) é utilizada
para estimar, com maior crítica, qual
a vazão de projeto para as seções de encaixamento
das UPQ e, assim, cada seção
apresentará uma Curva de Permanência de
Vazões transposta.
q
i
Q
Ad
CPVi
(2)
Onde:
Q CPV:vazão
de ref. (Furnas)[m³/s];
Ad: área de drenagem [km²];
q: vazão específica [m³/(s.km²)]
Essa equação gera uma outra curva
com q em função da permanência, que pode
ser visualizada na Figura 5.
Esses valores encontrados para q são
utilizados para correlacionar a CPV de referência
com as vazões de projeto das novas
seções de UPQ.
Partindo-se dos valores de vazão específica
podem ser obtidas as CPV para as seções
de interesse. Os novos valores de vazões
serão dados pela equação 3 a seguir.
q
Q Ad i Ad i cl
(3)
1
Onde:
Ad i:
Área de drenagem da nova seção;
Ad i-1:
Área de drenagem da seção de referência
anterior;
cl: Coeficiente de ajuste.
O Coeficiente de ajuste é dado pela relação
entre os comprimentos dos trechos fluviais
e as distâncias entre as UHE do trecho,
dadas pelos comprimentos dos remansos
dos reservatórios somados aos
comprimentos dos respectivos trechos de
rio. A partir da equação 4 abaixo são calculados
os coeficiente de ajuste para cada trecho
da cascata.
cl
L'
i (4)
Ltotal
Onde:
L': Comprimento do trecho de rio [km];
Ltotal: Distância de uma UHE a outra
(rio mais reservatório) [km].
4 – RESULTADOS
A Tabela 3 apresenta os comprimentos
medidos e calculados e os coeficientes calculados
para cada trecho.
O número de seções varia de trecho para
trecho de acordo com a topografia do terreno.
Os três trechos onde há potencial residual
aguardando serem explorados estão
em negrito na Tabela 4.
As CPV para cada trecho são montadas
com os valores de vazões encontrados a
partir da equação 3, sendo delas retirados
os valores de Q50 e Q95 para as novas seções.
Esses resultados são apresentados
na Tabela 5.
A potência disponível nos trechos onde
há potencial residual é calculada pela equação
1 e apresentada na Tabela 6.
5 CONCLUSÃO E RECOMENDAÇÕES
O trabalho gerou com sucesso uma metodologia
de otimização energética para
cascatas de centrais hidrelétricas a partir
do uso de usinas de pequenas quedas (2 ≤
h ≤8
m).
Como se trata de um estudo preliminar,
os resultados apresentados na Tabela 6 podem
ser considerados satisfatórios, visto
que apenas parte da cascata poderá ter sua
energia hidráulica otimizada sem prejuízos
para os atuais aproveitamentos em operação.
Contudo, há incertezas em várias partes
do estudo. Na medição dos trechos de rios
e de remansos de reservatórios, há incertezas
devido à resolução das imagens
utilizadas pelo software GoogleEarth, podendo
ser mitigadas a partir da adoção de
um banco de dados de imagens de maior resolução,
que podem ser compradas. Além
disso, a Curva de Permanência de Vazões
de Furnas foi transposta para as demais seções
que não dispunham de dados primários
de vazão.
No levantamento das quedas residuais
foram encontrados valores negativos em alguns
trechos da cascata, como pode ser verificado
na Tabela 2, e uma das possíveis causas
para que isto tenha ocorrido talvez seja
a desatualização da base de dados utilizada
(SIPOT, 1997), ou, talvez, o dados do
SIPOT não apresentem exatidão suficiente
para a análise das quedas residuais da cascata.
Visualmente pode ser comprovado, a

partir das imagens de satélite, que as centrais
de Mascarenhas de Moraes, Estreito,
Volta Grande, Marimbondo e Água Vermelha,
não apresentam afogamento de seus
canais de fuga pelos respectivos reservatórios
operado à jusante, o que indica inconsistência
dos dados do SIPOT.
Considerando toda a cascata, de Itutinga
a Água Vermelha, a potência residual total
apresentou um resultado bastante inferior
perante a perspectiva no início do trabalho,
que era de cerca de seis vezes o encontrado.
Porém, certamente este resultado
será ampliado quando sanadas as dúvidas
quanto aos desníveis negativos da cascata,
que se localizam em trechos mais baixos
da bacia onde a vazão pode chegar a
ser mais de dez vezes maior que a dos trechos
considerados.
Algumas recomendações para o aperfeiçoamento
da metodologia gerada:
·Necessidade de uma base de dados
consolidada e em uma escala adequada
(centímetros), para os níveis d'água de
montante e jusante das centrais;
·Acesso às Curvas de Permanência de
Vazões de todos os aproveitamentos da cascata
e do perfil longitudinal do rio para que
erros devidos à transposição e a interpolação
de dados sejam minimizados;
·Como a metodologia utiliza pequenas
quedas, seria conveniente estudar outras
bacias com menores quedas e maiores vazões,
como a do Amazonas (somente 1,6%
do potencial inventariado é explorado atualmente)
e a do São Francisco (42,3% aproveitado)
principalmente, conforme a Tabela
1;
·A modelagem numérica da metodologia
merece uma pesquisa mais avançada;
·Na metodologia, as áreas de drenagem
são extrapoladas (a partir de dados
das usinas instaladas atualmente) segundo
uma relação entre os comprimentos dos trechos
do rio e do remanso de reservatório
em cada trecho. As incertezas seriam menores
se as seções de encaixamento fossem
locadas uma a uma e estas áreas de drenagem
fossem medidas em cartas topográficas.
O trabalho considera a disponibilidade
para aproveitamento de quedas entre 2 e 8
metros, onde não há extravasamento da calha
fluvial, gerando assim mínimos impactos
ambientais. Várias bacias, que contém
centrais hidrelétricas em cascata, apresentam
também este cenário de quedas residuais
não aproveitáveis por centrais convencionais.
Estima-se que o custo médio de uma
UPQ deve ficar em torno de um mil a um mil
e duzentos dólares por quilowatt instalado,
sendo este valor competitivo no mercado,
visto as vantagens ambientais que as UPQ
oferecem e o fato das linhas de transmissão
já estarem presentes “ao lado” da geração,
o que, neste caso, minimiza consideravelmente
seu custo de implantação, garantindo
um rápido retorno do capital investido.
Convém ressaltar que estas informações financeiras
e de mercado, até o momento, se
tratam de asserções e merecem um estudo
adicional.
A potência total encontrada, independente
de sua ordem de grandeza, está disponível
atualmente e, caso implementada,
representará um adicional real na matriz
energética, elevando o índice de aproveitamento
da bacia sob análise.
Para a sub-bacia 61 que, segundo dados
do SIPOT apresentava uma potência
instalada de 7.722,13 MW em março de
2003, a metodologia proposta possibilita
elevar seu índice de aproveitamento em
1,92%, que corresponde a uma potência
adicional disponível para ser instalada de
148,29 MW.
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Ottoni. CERPCH/UNIFEI. Itajubá,
MG.
OTTONI, A. B. et al. (2005) – “Curso de
Especialização em Centrais Hidrelétricas”,
Furnas Centrais Elétricas S/A, Itajubá, MG.
TUCCI, C.E.M.; (1993) – “Hidrologia:
ciência e aplicação”, 2ª ed., Porto Alegre,
RS. Editora da UFRGS.
7. ANEXOS
Figura 1: Relação de áreas e comprimentos de
rios
33

Figura 2: UHE da Sub-bacia 61
Figura 3: Trecho entre Funil e Furnas
Figura 4: CPV de Furnas e CPV extrapoladas para as novas seções de UPQ Figura 5: Curva de vazão específica da UHE de Furnas
Tabela 1: Potencial Hidrelétrico por Bacia (Abril de 2003)
Bacia
Inventariado
(MW) [a]
Inventariado +
Estimado (MW) [b]
Capacidade
Instalada (MW) [c]
Índices de Aproveitamento
[c/a] [c/b]
Amazonas 40.883,07 105.047,56 667,30 1,6% 0,6%
Tocantins 24.620,65 26.639,45 7.729,65 31,4% 29,0%
Atlântico N/NE 2.127,85 3.198,35 300,92 14,1% 9,4%
São Francisco 24.299,84 26.217,12 10.289,64 42,3% 39,2%
Atlântico Leste 12.759,81 14.539,01 2.589,00 20,3% 17,8%
Paraná 53.783,42 60.902,71 39.262,81 73,0% 64,5%
Uruguai 11.664,16 12.815,86 2.859,59 24,5% 22,3%
Atlântico Sudeste 7.296,77 9.465,93 2.519,32 34,5% 26,6%
Brasil 177.435,57 258.825,99 66.218,23 37,3% 25,6%
(Fonte: Centrais Hidrelétricas Brasileiras – ELETROBRAS: Sistema de informação do potencial hidrelétrrico brasileiro – SIPOT, Rio de Janeiro, 2003).
Tabela 2: Valores calculados de ΔNA para os trechos da cascata
34
Colunas Número => 1 2 3 4 5
UHE Nº Nome
NA [m]
Máx.maximorum Jusante
L’ Trecho
[km]
L Res. [km] ?NA [m]
1 Itutinga (início) 886,0 857,6 42,1 38,6 49,6
2 Funil 808,0 773,0 73,8 150,0 5,0
3 Furnas 768,0 672,9 25,0 74,0 6,8
4 Masc. de Moraes 666,1 622,0 14,8 17,0 -0,5
5 Estreito 622,5 557,8 0,0 24,0 -0,7
6 Jaguara 558,5 512,6 0,0 44,0 0,6
7 Igarapava 512,0 494,6 0,0 76,0 0,0
8 Volta Grande 494,6 467,0 30,4 52,0 -0,2
9 Porto Colômbia 467,2 443,4 6,0 110,0 -2,9
10 Marimbondo 446,3 382,8 29,6 132,0 -0,5
11 Água Vermelha 383,3 326,4 12,1 123,0 -1,6
12 Ilha Solteira 328,0 281,1 -- -- --

Tabela 3: Coeficiente de ajuste (cl)
UHE Nº Nome L’ Trecho [km] L Res. [km] L Total [km] cl [%]
1 Itutinga (início) 42,1 38,6 80,8 0,52
2 Funil 73,8 150,0 223,8 0,33
3 Furnas 25,0 74,0 99,0 0,25
4 Masc. de Moraes 14,8 17,0 31,0 0,46
5 Estreito 0,0 24,0 24,0 0,00
6 Jaguara 0,0 44,0 44,0 0,00
7 Igarapava 0,0 76,0 76,0 0,00
8 Volta Grande 30,4 52,0 82,4 0,37
9 Porto Colômbia 6,0 110,0 116,0 0,05
10 Marimbondo 29,6 132,0 161,6 0,18
11 Água Vermelha 12,1 123,0 135,1 0,09
12 Ilha Solteira -- -- -- --
Tabela 4: ΔNA, número de seções e Δh para as UPQ de cada trecho – ΔNA
UHE Nº Nome
L’ Trecho
[km]
?NA [m]
Nº de
Seções
? h (UPQ)
[m]
Ad [km²]
1 Itutinga 42,1 49,6 10 5,0 6280
2 Funil 73,8 5,0 1 5,0 11719
3 Furnas 25,0 6,8 2 3,4 50564
4 Masc. de Moraes 14,8 -0,5 -- -- 59600
5 Estreito 0,0 -0,7 -- -- 61942
6 Jaguara 0,0 0,6 -- -- 62700
7 Igarapava 0,0 0,0 -- -- 64700
8 Volta Grande 30,4 -0,2 -- -- 68800
9 Porto Colômbia 6,0 -2,9 -- -- 78400
10 Marimbondo 29,6 -0,5 -- -- 116700
11 Água Vermelha 12,1 -1,6 -- -- 139900
12 Ilha Solteira -- -- -- -- 376000
Tabela 5: Valores de Q e Q para as seções de aproveitamento
50 95
Usina Q50 [m³/s] Q95 [m³/s] Usina Q50 [m³/s] Q95 [m³/s]
Itutinga 104,60 52,83 UPQ 8 142,40 71,92
UPQ 1 108,32 55,21 UPQ 9 147,12 74,31
UPQ 2 114,05 57,60 UPQ 10 151,05 76,69
UPQ 3 118,77 59,99 Funil 195,19 98,58
UPQ 4 123,50 62,37 UPQ 11 407,08 208,01
UPQ 5 128,22 64,76 Furnas 840,50 424,50
UPQ 6 132,95 67,15 UPQ 12 922,03 465,68
UPQ 7 137,67 69,53 UPQ 13 1003,55 506,85
Tabela 6: Potências Residuais Disponíveis por seção e Potência Total
USINA Q50 [m³/s] h [m] P [MW] USINA Q50 [m³/s] h [m] P [MW]
ITUTINGA 104,60 -- -- UPQ 8 142,40 5,00 6,98
UPQ 1 108,32 5,00 5,36 UPQ 9 147,12 5,00 7,22
UPQ 2 114,05 5,00 5,59 UPQ 10 151,05 5,00 7,45
UPQ 3 118,77 5,00 5,83 FUNIL 195,19 -- --
UPQ 4 123,50 5,00 6,06 UPQ 11 407,08 5,00 20,01
UPQ 5 128,22 5,00 6,29 FURNAS 840,50 -- --
UPQ 6 132,95 5,00 6,52 UPQ 12 922,03 5,00 30,75
UPQ 7 137,67 5,00 6,75 UPQ 13 1003,55 5,00 33,47
PTOTAL-UPQ = 148,29 [MW]
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35

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"Promover, através de rede de informação a divulgação e difusão de referências e serviços sobre programas,
projetos, pesquisas, desenvolvimentos científicos e tecnológicos do aproveitamento energético
de energias renováveis, propor e realizar pesquisas científicas e tecnológicas, próprias ou em cooperação
com outras entidades interessadas, desenvolvendo alianças estratégicas nesta área de atividade
e, também, promover a capacitação e treinamento neste tema".
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& SHP News” trata de assuntos relevantes a energia
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C, no grupo da engenharia I, e Local A, no grupo
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of discussion among the members of the scientific
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readers.
The magazine is indexed by Qualis Capes as Nacional
C, in the engineering group I, and Local A, in the
group of 'multidisciplinarity'. 4,500 copies are distributed
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Plants, financial analysis, legislation, technical aspects
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Call for Papers
37

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Forma e preparação de manuscrito
Primeira Etapa (exigida para submissão do artigo)
O texto deverá apresentar as seguintes características: espaço 1,5; papel
A4 (210 x 297 mm), com margens superior, inferior, esquerda e direita de
2,5 cm; fonte Times New Roman 12; e conter no máximo 16 laudas, incluindo
quadros e figuras.
Na primeira página deverá conter o título do trabalho, o resumo e as
Palavras-Chaves. Nos artigos em português, os títulos de quadros e figuras
deverão ser escritos também em inglês; e artigos em espanhol e em inglês,
os títulos de quadros e figuras deverão ser escritos também em português.
Os quadros e as figuras deverão ser numerados com algarismos arábicos consecutivos,
indicados no texto e anexados no final do artigo. Os títulos das figuras
deverão aparecer na sua parte inferior antecedidos da palavra Figura
mais o seu número de ordem. Os títulos dos quadros deverão aparecer na
parte superior e antecedidos da palavra Quadro seguida do seu número de ordem.
Na figura, a fonte (Fonte:) vem sobre a legenda, à direta e sem pontofinal;
no quadro, na parte inferior e com ponto-final.
O artigo em PORTUGUÊS deverá seguir a seguinte seqüência: TÍTULO
em português, RESUMO (seguido de Palavras chave), TÍTULO DO ARTIGO
em inglês, ABSTRACT (seguido de key words); 1. INTRODUÇÃO (incluindo revisão
de literatura); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E
DISCUSSÃO; 4. CONCLUSÃO (se a lista de conclusões for relativamente curta,
a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo
anterior); 5. AGRADECIMENTOS (se for o caso); e 6. REFERÊNCIAS, alinhadas
à esquerda.
O artigo em INGLÊS deverá seguir a seguinte seqüência: TÍTULO em inglês;
ABSTRACT (seguido de Key words); TÍTULO DO ARTIGO em português;
RESUMO (seguido de Palavras-chave); 1. INTRODUCTION (incluindo
revisão de literatura); 2. MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND
DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente
curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo
anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso); e 6. REFERENCES.
O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte seqüência: TÍTULO em
espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave), TÍTULO do artigo em português,
RESUMO em português (seguido de palavras-chave); 1.
INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALES
YMETODOS; 3. RESULTADOS YDISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista
de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico,
ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIENTO (se
for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escritos com letras
iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números arábicos colocados em posição
de início de parágrafo.
No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser feita da seguinte
forma: colocar o sobrenome do autor citado com apenas a primeira letra
maiúscula, seguido do ano entre parênteses, quando o autor fizer parte
do texto. Quando o autor não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses,
o sobrenome, em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula.
O resumo deverá ser do tipo informativo, expondo os pontos relevantes
do texto relacionados com os objetivos, a metodologia, os resultados e as
conclusões, devendo ser compostos de uma seqüência corrente de frases e
conter, no máximo, 250 palavras.
Para submeter um artigo para a Revista PCH Noticias & SHP News o(os)
autor (es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei.edu.br/Submeterartigo.
Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No caso das línguas
estrangeiras, será necessária a declaração de revisão lingüística de um
especialista.
Segunda Etapa (exigida para publicação)
O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser devolvido ao (s)
autor (es) para adequações às normas da Revista ou simplesmente negado
por falta de mérito ou perfil. Quando aprovado pelos editores, o artigo será
encaminhado para três revisores, que emitirão seu parecer científico.
Caberá ao(s) autor (es) atender às sugestões e recomendações dos revisores;
caso não possa (m) atender na sua totalidade, deverá (ão) justificar ao
Comitê Editorial da Revista.
Obs.: Os artigos que não se enquadram nas normas acima descritas, na
sua totalidade ou em parte, serão devolvidos e perderão a prioridade da ordem
seqüencial de apresentação.
38
INSTRUCTIONS FOR AUTHORS TO PREPARE TO
HAVE ARTICLES TO BE SUBMITTED
Form and preparation of manuscripts
First Step (required for submition)
The manuscript should be submitted with following format: should be
typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced lines; standard A4 paper
(210 x 297 mm), side margins 2.5 cm wide; and not exceed 16 pages, including
tables and figures.
In the first page should contain the title of paper, Abstract and Keywords.
For papers in Portuguese, the table and figure titles should also be written in
English; and papers in Spanish and English, the table and figure titles should
also be written in Portuguese. The tables and figures should be numbered
consecutively in Arabic numerals, which should be indicated in the text and
annexed at the end of the paper. Figure legends should be written immediately
below each figure preceded by the word Figure and numbered consecutively.
The table titles should be written above each table and preceded by
the word Table followed by their consecutive number. Figures should present
the data source (Source) above the legend, on the right side and no full stop;
and tables, below with full stop.
The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in the following order:
TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed by Palavras-chave), TITLE in
English; ABSTRACT in English (followed by keywords); 1.INTRODUÇÃO (including
references); 2. MATERIAL E METODOS; 3. RESULTADOS E
DISCUSSAO; 4. CONCLUSAO (if the list of conclusions is relatively short, to
the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter);
5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6. REFERÊNCIAS, aligned to the
left.
The article in ENGLISH should be assembled in the following order:
TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); TITLE in Portuguese;
ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1.
INTRODUCTION (including references); 2. MATERIAL AND METHODS;
3.RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is
relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the
previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case); and 6.
REFERENCES.
The article in SPANISH should be assembled in the following order:
TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabra-llave), TITLE of the article
in Portuguese, ABSTRACT in Portuguese (followed by keywords); 1.
INTRODUCCTIÓN (including references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3.
RESULTADOS Y DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions
is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end
the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the case); and 6.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.
The section headings, when necessary, should be written with the first
letter capitalized, preceded of two Arabic numerals placed at the beginning
of the paragraph.
Abstracts should be concise and informative, presenting the key points
of the text related with the objectives, methodology, results and conclusions;
it should be written in a sequence of sentences and must not exceed
250 words.
References cited in the text should include the author\'s last name, only
with the first letter capitalized, and the year in parentheses, when the author
is part of the text. When the author is not part of the text, include the last name
in capital letters followed by the year separated by comma, all in parentheses
For paper submission, the author(s) should access the online submission
Web site www.cerpch.unife.edu.br/submeterartigo (submit paper).
The Magazine SHP News accepts papers in Portuguese, English and Spanish.
Papers in foreign languages will be requested a declaration of a specialist
in language revision.
Second Step (required for publication)
After the manuscript has been reviewed by the editors, it is either returned
to the author(s) for adaptations to the Journal guidelines, or rejected because
of the lack of scientific merit and suitability for the journal. If it is judged
as acceptable by the editors, the paper will be directed to three reviewers
to state their scientific opinion. Author(s) are requested to meet the reviewers\'
suggestions and recommendations; if this is not totally possible,
they are requested to justify it to the Editorial Board
Obs.: Papers that fail to meet totally or partially the guidelines above described
will be returned and lose the priority of the sequential order of presentation.

XII Encontro Regional Ibero-americano do CIGRÉ
Data: 20 a 24 de Maio de 2007
Local: Foz do Iguaçu – PR
Mais Informações: http://www.itaipu.gov.br/xiieriac/
XXVII Seminário Nacional de Grandes Barragens promovido
pelo Comitê Brasileiro de Barragens
Data: 27 a 31 de Maio de 2007
Local: Belém – PA
Mais Informações: http://www.cbdb.org.br/xxviisngb
I Congresso Brasileiro de Energia Solar
Data:08 a 11de abril de 2007
Local:Fortaleza, CE
Mais Informações: www.icbens.dee.ufc.br
Ethanol Summit 2007
Data: 04 a 05 de Junho de 2007
Local São Paulo, SP
Mais Informações: www.ethanolsummit.com
REALIZAÇÃO:
8º Encontro de Negócios de Energia
Data: Junho de 2007
Local: São Paulo - SP
Mais informações: atendimento@metodoeventos.com.br
8º Encontro Anual Energy Summit 2007
Data: 23 a 25 de Julho de 2007
Local: Rio de Janeiro, RJ
Mais Informações: www.ibcbrasil.com.br
AGENDA
III Conferência de PCH Mercado & Meio Ambiente
Data: 09 a 11 de outubro de 2007
Local: São Paulo – SP
Maiores informações: pchnoticias@unifei.edu.br
o
4 Congresso sobre Eficiência e Cogeração de Energia
Data: 22 e 23 de maio de 2007
Local: São Paulo – SP
Maiores informações: atendimento@metodoeventos.com.br
1º CURSO de 19 a 23 / 03 / 2007
APOIO:
39

As PCHs representam uma ótima perspectiva para
o futuro, tendo em vista a necessidade de ampliação
da quantidade de energia gerada no país, de modo
a suportar o crescimento da economia, a curto prazo.
Neste cenário, cabe às PCHs um papel de destaque,
tendo em vista a rapidez e o baixo impacto de
sua implantação. Trata-se, pois, de fonte renovável,
passível de obtenção de créditos de carbono, cuja
construção, produção e manutenção envolvem processos
amplamente dominados pelos meios técnicos
e industriais brasileiros.
Petrobras Renova suas Energias
Muito mais do que uma empresa de petróleo, a Petrobras vem
se firmando como uma empresa integrada de energia, nas suas mais
diversas formas:biocombustíveis, eólica, solar e hídrica.
Dois grandes objetivos norteiam essa estratégia da Companhia.
O primeiro é contribuir para a diversificação da matriz energética
brasileira, pensando na sua sustentabilidade e em um mundo
de petróleo cada vez mais caro. A segunda meta está relacionada
ao respeito pelo meio ambiente. As fontes renováveis diminuem
a queima de combustíveis fósseis e reduzem a emissão de gases causadores
do efeito estufa. Transformando responsabilidade social
e ambiental em atitude, a Petrobras investe nessaidéia.
Em seu planejamento estratégico, a Petrobras estabeleceu a
meta de atingir 240 MW de capacidade de geração de energia elétrica
a partir de fontes renováveis até 2011. Alcançando este objetivo,
a Petrobras poderá reduzir as emissões de gás carbônico
(CO2) na atmosfera em cerca de223.000 toneladas por ano.
Pequenas Centrais Hidrelétricas
As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) são usinas com potênciainstalada
entre 1 MW e 30 MW e com o reservatório com área
igual ou inferior a 3 quilômetros quadrados. Esse tipo de empreendimento
possibilita melhor atendimento às necessidades de carga
de pequenos centros urbanos, regiões rurais e unidades industriais,
com um menor índice de impacto ambiental. O governo tem incentivado,
por meio de mecanismos legais e regulatórios, a construção
de PCHs.
Sob a luz do Sol
Os raios solares são uma fonte de energia intensa, permanente
e que não polui o ecossistema. No Brasil, o clima quente e o alto índice
deinsolação ao longo de todo o ano compõem um quadro altamente
favorável ao aproveitamento dessa fonte energética. A radiação
solar captada pode ser convertida em energia térmica (usada
essencialmente para aquecimento de água) e energia fotovoltaica
(processo em que é transformada em energia elétrica através de
um módulo fotovoltaico, sem dispositivos mecânicos intermediários).
A força dos ventos
O vento é uma fonte perene de energia limpa e disponível em diversas
localidades. Ao aliar este combustível de custo zero com a
tecnologia atual dos aerogeradores é possível produzir eletricidade.
A estratégia da Petrobras para desenvolver o aproveitamento
dessa energia nos seus negócios se inicia com a instalação de pequenas
usinas eólicas em locais que viabilizem sua implantação.
Em janeiro de 2004, a Petrobras inaugurou em Macau (RN), sua primeira
unidade piloto com três aerogeradores e potência instalada
de 1,8 MW. O investimento total foi de cerca de R$ 6,8 milhões.
Energia geotérmica
Geo significa terra e térmica está ligada ao calor. Os vulcões, as
fontes termais e as fumarolas são manifestações conhecidas dessa
energia. O calor da terra pode ser aproveitado para usos diretos, como
o aquecimento de edifícios e estufas ou para a produção de ele-
40
EVENTOS
Qual a perspectiva das PCHs para futuro?
tricidade em centrais geotérmicas. No Brasil, essa energia é rara.
Apesar disso, a Petrobras está utilizando, no Rio Grande do Norte,
poços de petróleo já secos para aquecer cerca de 500 mil m3/dia
de gás natural a ser injetado em poços produtores.
Biomassa
Biomassa é a denominação genérica para matérias de origem
vegetal ou animal que podem ser aproveitadas como fonte de produção
de calor ou eletricidade, como cana-de-açúcar, óleos vegetais,
madeira, dejetos orgânicos ou resíduos das indústrias agrícola
e alimentícia.
Biocombustíveis
Álcool
Ecológico, limpo e renovável, o álcool tem sido essencial para a
autonomia energética do País. Na década de 70, a Petrobras foi a
impulsionadora do maior programa de utilização de combustível renovável
no mundo: Proálcool. Esse projeto possibilitou a adição de
25% de etanol na gasolina, permitindo a retirada do chumbo e gerando
grandes benefícios para o meio ambiente e a sociedade brasileira.
Biodiesel
O biodiesel é uma denominação genérica para combustíveis derivados
de oleaginosas, tais como: mamona, dendê, soja, girassol,
amendoim e outras sementes, além de gordura animal. O biodiesel
é misturado ao diesel convencional (derivado de petróleo) e apresenta
muitas vantagens ambientais, entre elas a diminuição das
emissões de gás carbônico (CO 2),a
ausência de enxofre e a menor
geração de partículas poluentes formadoras da fumaça negra.

What is the future perspective on the SHPs?
Small Hydropower Plants (SHPs) represent a great opportunity
for the future due to the need for enhancing the amount of energy
generated in the country, so as to meet, in the short-term, the growing
demand of the economy. Within this scenario, the SHPs have
a pivotal role, given that it is fast to implement and has low environmental
impacts. It is a renewable source of energy that can obtain
carbon credits and whose construction, production and maintenance
involve processes that are widely dominated by Brazilian
technicians and industries.
PETROBRAS RENEW ITS ENERGIES
Much more than being an oil company, Petrobras has being consolidating
itself as a company that integrates energy in its several
forms: biofuels, wind, solar and water energy.
Two main goals guide the company's strategy. The first is contribute
towards the diversification of the Brazilian energy matrix,
having its sustainability in mind and thinking about a world that does
not rely so much in oil, which is getting more and more expensive.
The second goal is related to the respect for the environment.
The renewable sources reduce the burning of fossil fuels and reduce
the emission of gases that cause the greenhouse effect. Transforming
social and environmental responsibility into attitude, Petrobras
invests in this idea.
According to its strategic planning Petrobras established the goal
to achieve a generation capacity of 240 MW of electric energy out
of renewable sources until 2011. Once this goal is fulfilled, Petrobras
will be able to reduce 223.000 tons/year of carbon dioxide
(CO ) released into the atmosphere.
2
Small Hydropower Plants (SHPs)
SHPs are plants whose installed power lies between 1 MW and
30 MW and whose reservoirs have areas not larger than 3 square kilometers.
This type of enterprise makes it possible to improve the
assistance to the load needs of small urban centers, rural areas and
industrial units with a smaller index of environmental impact. The
government has encouraged the construction of SHPs through legal
and regulating mechanisms.
Under the Light of the Sun
Solar rays are also an intense source of energy. It is constant
and does not cause any pollution. In Brazil, the hot climate and the
high index of sun along the year form a highly favorable scenario regarding
the use of this energy source. The solar radiation can be
converted into thermal energy (essentially used for heating water)
and photovoltaic energy (a process in which the energy is transformed
into electric energy through photovoltaic modules, without intermediary
mechanical devices).
EVENTS
Wind Power
The wind is a perennial source of clean energy and it is available
in several places. When this zero-cost fuel is joined with the technology
of the windmills, it is possible to produce electricity. Petrobras's
strategy for developing the use of this energy in its businesses
starts with the installation of small wind plants in places where
their implementation is feasible. In January 2004, Petrobras inaugurated
in the city of Macau, RN, its first pilot plant with three windmills
and a installed power of 1.8 MW. The total investment ranged
about R$ 6.8 million.
Geothermal Energy
Geo means earth and thermal is related to heat. Volcanoes and
thermal springs are common manifestations of this type of energy.
The heat f the earth may be used directly for heating buildings and
greenhouses or for the production of electricity at geothermal power
plants. In Brazil, this energy is rare. In spite of that, In the state
of Rio Grande do Norte, Petrobras is using oil wells that are already
dry for heating nearly 500 thousand m3/day of natural gas that
will be injected in the producing wells.
Biomass
Biomass is the ordinary name given to matter that have vegetal
or animal origin and that can be used as electricity of heating producing
sources such as sugarcane, vegetal oil, timber, organic wastes
or residue for agricultural and food industries.
Biofuels
Alcohol
Ecological, clean and renewable, the alcohol has been essential
for the energy autonomy of the country. In the 70s, Petrobras was
the propeller of the largest program aiming at the use of renewable
fuels in the world: Proálcool. This project made it possible the addition
of 25% of ethanol to the gasoline, allowing the elimination of
the lead (which is a polluting substance), and, this way, generating
huge benefits for the environment and for the Brazilian society.
Biodiesel
Biodiesel is the common term used for describing fuels that come
from oleaginous plants such as castor, oil palm (dendê), soy,
sunflower, peanuts and other seeds, as well as animal fat. Biodiesel
is blended with conventional diesel (derived from oil) and presents
several environmental advantages. Among them we can mention
the reduction in the emission of CO 2,
the absence of sulfur and the
reduced generation of the particles that from the black smoke.
41

EVENTOS
Alguns programas tentaram alavancar a construção das PCHs. Fracassaram ou
apresentaram resultados pequenos. Com o PROINFA a historia será diferente. Acredito
que o PROINFA será o marco na historia que colocara as PCHs na matriz de energia de
forma irreversível. Com a motivação dos investidores privados e públicos descobre-se
uma forma de geração rápida e distribuída, dando uma nova dimensão econômica ao
mercado e ao setor. Novos técnicos serão formados, haverá um aperfeiçoamento das
técnicas de construção e toda a sociedade será beneficiada. O futuro das PCHs já começou.
Precisamos aproveitar toda essa experiência da primeira etapa do PROINFA para
aperfeiçoar e, sobretudo, dinamizar todo o processo de construção, desde a obtenção
da autorização ate a efetiva entrada em operação. Com aprimoramento, esse segmento
da indústria de geração será um grande instrumento de desenvolvimento social e
econômico para o Brasil.
ALSTOM, líder mundial em infra-estrutura de geração de energia e transporte ferroviário,
é também referência por suas tecnologias inovadoras e que respeitam o meio
ambiente. O Grupo fabrica os trens mais rápidos e os metrôs automatizados que oferecem a maior capacidade do mundo.
Fornece, também, usinas integradas turnkey e serviços associados para diferentes fontes de energia, entre as quais a hidrelétrica, o
gás e o carvão. A ALSTOM emprega 69 000 pessoas em 70 países e, em 2005/2006 seu faturamento foi de 13,4 bilhões de Euros.
No Brasil desde 1955, atua nos setores de transporte ferroviário, geração de energia, irrigação e saneamento e controle ambiental, oferecendo
soluções que antecipa as tendências, respondem às exigências do mercado e atendem às expectativas dos clientes.
Geração de Energia
Combinando experiência e know-how, a ALSTOM desenvolve uma gama completa de produtos, sistemas serviços para a geração de
energia, com tecnologias otimizadas e de alta performance, mais econômicas, mais evoluídas e capazes de minimizar impactos ambientais
sem comprometer os níveis de produtividade.
Irrigação e Saneamento
ALSTOM Brasil é um tradicional fabricante de produtos e sistemas para o mercado de irrigação e saneamento, tais como equipamentos
de controle de níveis e vazão, estações de bombeamento, tubulações, equipamentos hidromecânicos, sistemas de automação e controle,
além de assegurar serviços de reparo e manutenção de seus produtos.
Controle Ambiental
Os sistemas de tratamento de poluentes fornecidos para inúmeras indústrias, especialmente nas áreas da geração de energia, alumínio,
cimento, vidro, ferro, aço, papel e celulose entre outras, asseguram às plantas dos clientes maior confiabilidade, competividade e preservação
do meio ambiente.
A VATECH HYDRO Brasil Ltda. é uma empresa brasileira com sede em Barueri –
S.P, controlada pelo Grupo Andritz, tradicional fabricante austríaco de bens de capital.
Possui tecnologia para todos os tipos de turbinas de 1 até 400 MW e experiência para
fornecer todos os equipamentos eletromecânicos de usinas hidrelétricas em regime
“turn-key”, responsabilizando-se pelo fornecimento integral, montado, testado e
pronto para operação. Suas referências somam mais de 260.000 MW instaladas no
mundo. Laboratórios hidráulicos para ensaios de modelos reduzidos das turbinas, localizados
na Áustria, França e Suíça, associados a modernas técnicas, asseguram o
desenvolvimento da engenharia hidráulica de alto padrão.
A Andritz Vatech Hydro oferece os seguintes equipamentos e serviços:
Turbinas,
reguladores de velocidade e válvulas borboleta;
Hidrogeradores
e sistemas de excitação;
Equipamentos
hidromecânicos e de levantamento;
Equipamentos
auxiliares elétricos e mecânicos;
Sistemas
de supervisão, controle e proteção;
Subestações
e linhas de transmissão;
Montagem
e supervisão de montagem;
Comissionamento
e ensaios especiais.
Uma prova inconteste de que a Vatech acredita fortemente no potencial do mercado brasileiro, é que a decisão de investir em curto prazo
na construção de uma fábrica no Brasil já está tomada, e os estudos estratégicos sobre sua localização estão bastante adiantados.
Um dos segmentos que vêm sendo objeto de especial atenção por parte da Vatech, é o projeto e produção de equipamentos para as
PCH's – Pequenas Centrais Hidrelétricas - cujo mercado mostra-se cada vez mais promissor, à medida que novos inventários são concluídos.
Para este tipo de usina, a Vatech tem desenvolvido fornecimentos na modalidade EPC – Engineering, Procurement & Construction –
que se caracteriza pela formação de consórcios com empresas projetistas e empreiteiras civis, proporcionando aos clientes as garantias
de recebimento de uma PCH completa, comissionada e testada, pronta para entrada em operação comercial.
Com a incorporação e fundação, ao longo do tempo, de empresas como a Elin, Sulzer-Escher Wyss, Ateliers de Charmilles, Bouvier
Hydro e outras, a Vatech é considerada hoje um dos mais importantes e integrados fabricantes do mundo, especialmente em termos de
avanço tecnológico.
42

Some programs tried to spurt the constructions of Small Hydropower
Plants (SHPs). Either they failed or presented insignificant
results. With PROINFA (a program that encourages power production
out of alternative sources of energy), there will be a different
story. I believe that PROINFA will be a mark in history that will place
the SHP within the energy matrix in an irreversible way. With the
motivation of public and private investors a type of fast and distributed
generation is found, giving a new economic dimension to the
market and to the sector. New technicians will be formed, the construction
techniques will be improved and the society will benefit as
a whole. The future of SHPs has already begun. We need to use all
the experience of PROINFA's first phase to improve and, above all,
make the whole construction process more dynamic, starting at
the attainment of the authorization until the operation itself. With
all these improvements, this segment of the generation industry
will be a great instrument for the social and economic development
of the country.
ALSTOM, world leader in energy generation infra-structure and
railway transport, is also a reference due to its technologies which
besides being innovating they also respect the environment. The
Group manufactures the fastest trains and the automatized subways
that offer the largest capacity in the world.
ALSTOM also provides turnkey integrated plants and services
regarding different sources of energy, among them hydroelectric
energy, gas and natural coal. ALSTOM employs 69,000 people in 70
countries, and in 2005/2006 its income was 13.4 billion Euros.
VATECH HYDRO Brasil Ltda. is a Brazilian company based in the
city of Barueri, SP. It is controlled by Andritz Group, a traditional
Austrian manufacturer of capital goods.
The company has technology for all types of turbines from 1 to
400 MW and experience to supply all the electro-mechanical equipment
of hydroelectric plants in a turn-key regime, being responsible
for the complete supply of the equipment, which is tested and
ready to operate. Its references comprise more than installed
260,000 MW throughout the world. Located in Austria, France and
Switzerland, hydraulic laboratories used for tests on reduced models
of the turbines, together with modern techniques, located in
Austria, guarantee the development of a high standard hydraulic
engineering.
Andritz
Vatech Hydro offers the following equipment and services:
Turbines,
speed regulators and butterfly valve;
Water
generators and exciting systems;
Lifting
and hydro-mechanical equipment
Electrical
and mechanical auxiliary equipment;
Supervision,
control and protection systems;
Substations
and power lines;
Assembly
and assembly supervision;
Commissioning
and special tests.
EVENTS
In Brazil since 1955, the company has acted in the sectors of railway
transport, energy generation, irrigation, sanitation and environmental
control, offering solutions that anticipate the trends respond
to the needs of the market and fulfill the customer's expectations.
Energy Generation
Combining experience and know-how, ALSTOM develops a wide
range of products, services and systems for energy generation,
with optimized and high performance technologies, which are more
economical, more evolved and more capable of minimizing environmental
impacts without compromising productive levels.
Irrigation and Sanitation
ALSTOM Brasil is a traditional manufacturer of products and
systems for the markets of irrigation and sanitation such as flow
and level controlling equipment, pumping stations, tube systems,
hydro-mechanical equipment and automation and control
systems. ALSTOM is also prepared to provide repair and maintenance
services for its products.
Environmental Control
The pollutant treating systems that are provided for uncountable
industries, particularly in the areas of energy generation, aluminum,
cement, glass, iron, steel, paper and cellulose and others,
guarantees that the customers will have more reliable plants,
which are more competitive and take care of the environment.
An unquestionable proof that Vatech strongly believes in the potential
of the Brazilian market is that the decision to invest in the
short-term construction of a factory is Brazil is already made, and
the strategic studies regarding its location are already being carried
out.
One of the segments that has been calling Vatech's special attention
is the design and production of equipment for Small Hydropower
Plants (SHPs), whose market is becoming increasingly promising
with the conclusion of new inventories. Aiming at this kind
of plant, Vatech has been developing supplies within the area of
EPC – Engineering, Procurement & Construction – which is characterized
by the formation of consortiums with designing companies
and contractors. This provide the costumers with the guarantees
that they will receive a complete SHP, commissioned and tested, ready
to start operating commercially.
With the incorporation and foundation, along the years, of companies
such as Elin, Sulzer-Escher Wyss, Ateliers de Charmilles,
Bouvier Hydro and others, Vatech, today, is considered to be one of
the most important and integrated manufacturers in the world, particularly
in terms of technological advances.
43

EVENTOS
Entendemos como muito promissoras as perspectivas para desenvolvimento das PCH
e enumeramos abaixo alguns motivos que nos levam a este otimismo:
·Esgotamento nas regiões SE, S, CO de aproveitamentos hidráulicos que sejam ao mesmo
tempo de grande volume e tenham boa atratividade do ponto de vista econômico. Os
grandes aproveitamentos estão no N, longe dos centros de carga com altíssimos custos de
implantação e transmissão e inúmeras restrições ambientais;
·As PCH se enquadram como “energia limpa” com baixos impactos ambientais e, portanto,
encontram forte apelo na sustentabilidade e responsabilidade social, fatores cada
vez mais presentes nas empresas;
·Os projetos são de rápida implantação, em geral de 18 a 24 meses (desde já possuam
as licenças ambientais e legais) e com baixos riscos de implantação;
·São enquadráveis como projetos de MDL obtendo, portanto direto a créditos de carbono,
CERs, que dão ganho adicional aos empreendimentos;
·Incentivos para a produção e consumo de energias oriundas
de fontes renováveis: desconto de 50% nas tarifas de uso da rede
de distribuição (TUSD);
·Várias opções para a venda da energia (Proinfa, leilão do ACR,
bilateral com distribuidora, cliente final, spot e ainda pendente regulação,
venda a comercializadoras). Isto permite a composição
de um mix de venda com maximização de ganhos e mitigação de
riscos ao mesmo tempo;
·Linhas de créditos bastante atrativas para os investidores;
·Mercado potencial no ACL para clientes de média tensão (A4) é
bastante grande e atualmente está fortemente reprimido pela pouca
oferta.
Evidentemente, existem barreiras (ambientais, PPA para garantir
o financiamento, oferta de equipamentos, dentre outras) a
serem vencidas que os motivos destacados acima juntamente com
a necessidade premente de expansão da oferta de energia no Brasil,
ajudarão na sua superação.
AES
Uma das mais eficientes geradoras de energia elétrica do Brasil,
a AES Tietê possui um parque de usinas composto por 10 hidrelétricas,
tem capacidade instalada de 2,65 mil megawatts (MW) e
responde por 20% da energia gerada no Estado de São Paulo e de
2% da produção nacional.
As usinas hidrelétricas (UHE) que fazem parte da AES Tietê são
as de Ibitinga, Bariri, Caconde, Barra Bonita, Promissão, Limoeiro,
Água Vermelha, Euclides da Cunha, Nova Avanhandava e a PCH (pequena
central hidrelétrica) Mogi-Guaçu. O complexo de usinas envolve
os rios Tietê, Grande, Pardo e Mogi-Guaçu e fica localizado
nas regiões central e noroeste do estado de São Paulo.
Em 1999, o grupo AES adquiriu a Companhia de Geração de
Energia Elétrica Tietê, uma das três empresas criadas no processo
de cisão da Companhia Energética de São Paulo (CESP) para privatização.
A nova empresa denominada AES Tietê manteve o parque
de 10 usinas hidrelétricas e é controlada, desde 2003, pela Brasiliana
Energia S/A – holding formada pela AES Corp. e pelo Banco Nacional
de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).
Em busca da melhoria permanente dos resultados, entre 2000
e 2005, a empresa investiu R$ 147,5 milhões, principalmente na
manutenção e modernização de seus equipamentos. Os custos de
geração de energia final caíram 15% e a empresa conseguiu reduzir
o tempo de parada das máquinas, o que permitiu o aumento da
disponibilidade para operação de 92% para 97%.
Com o constante trabalho da companhia, os resultados financeiros
também apareceram. Em 2005, a AES Tietê produziu 12,9
mil GWh, 15% acima da energia assegurada (11.275 GWh). A receita
líquida foi de R$ 1,2 bilhão e o lucro de R$ 556,1 milhões, 90,7%
superior ao de 2004, de R$ 291,5 milhões.
Para 2006, a AES Tietê prevê investimentos de R$ 50,5 milhões,
dos quais pouco mais de 50% - R$ 25,4 milhões - serão destinados
à recapacitação e modernização das usinas. Outros R$
13,8 milhões irão para investimentos em ações voltadas para o meio
ambiente e R$ 2,9 milhões em tecnologia da informação. Os outros
R$ 8,5 milhões serão destinados ao desenvolvimento de projetos,
construção civil e hidrovia.
A AES Tietê tem concessão de 30 anos (até dezembro de 2029)
e desde 1º de janeiro de 2006 fornece 100% da sua energia assegurada
para a AES Eletropaulo, conforme estabelecido em contrato
de longo prazo cuja validade vai até 2015. A energia elétrica assegurada
pela AES Tietê é suficiente para abastecer 5 milhões de residências.
Além disso, os reservatórios que integram as usinas hidrelétricas
da AES Tietê possibilitam diversas práticas comerciais
como irrigação, turismo, abastecimento confiável para os municípios
do entorno, pesca esportiva e profissional, operação da hidrovia
Tietê-Paraná, entre outras.
Seis eclusas da AES Tietê permitem, hoje, que até 10 milhões
de toneladas de cargas, como grãos, cana-de-açúcar e combustível,
sejam transportadas pelo rio Tietê durante um ano. Na Hidrovia
Tietê-Paraná, para se ter uma idéia, entre 2000 e 2005, a empresa
investiu cerca de R$ 30 milhões para ampliar e melhorar o
transporte fluvial na hidrovia que soma 2,4 mil km navegáveis. Em
2005 a AES Tietê registrou 17.249 eclusagens, 21% a mais que em
2004, e um total de 7,26 milhões de toneladas transportadas (25%
a mais que em 2004). Os principais produtos transportados foram
combustíveis, cana-de-açúcar, soja, farelo, farelo de soja e areia.
As pequenas centrais hidroelétricas ganharam uma posição de destaque no setor de energia elétrica Brasileiro, a partir da criação do
mercado livre e do direito estabelecido por Lei de redução dos custos de uso dos sistemas de distribuição e transmissão. Acreditamos que
o continuo aperfeiçoamento da regulamentação da comercialização de energia elétrica vá consolidar um ambiente propício para novos investimentos
privados em pequenas centrais hidroelétricas, trazendo certamente benefícios reais para a sociedade Brasileira.
NC Energia
A NC Energia opera em âmbito nacional no mercado de energia elétrica, nele representando consumidores livres, distribuidores, autoprodutores
e produtores independentes de energia. Dessa forma, sua atuação privilegia toda a sinergia que envolve seus parceiros nessas
representações.
A NC atua há mais de 5 anos em todo o país e em sintonia com a dinâmica do setor elétrico, oferece soluções e oportunidades de negócios
de grande rentabilidade para empresas com interesse em participar do mercado de compra e venda de energia. Para tanto, conta com
uma equipe de profissionais altamente capacitados não só para as operações comerciais, como também, no suporte técnico às empresas
parceiras, orientando e acompanhando as mudanças e oportunidades desse mercado.
44

We see the potential of the development of Small Hydropower
Plants (SHPs) as very promising and, below, we listed some of the reasons
that give us this optimism:
·The exhaustion of water potentials that, at the same time, present
high volumes of water and are economically attractive in the
South, Southeast and Center-West regions. The large potentials are
in the North region, which is away from the large load centers and
present considerably high implementation and transmission costs
and uncountable environmental restrictions;
·The SHPs are categorized as “clean energy” with low environmental
impacts and, therefore they are significantly appealing regarding
sustainability and social responsibility, factors that are present
in the companies more and more often;
·The projects can be implemented quickly, in general from 18 to
24 months (since the environmental and legal licenses are already
granted) and they have low implementation risks;
·They can be categorized as CDM projects. This way they are entitled
to carbon credits, Certified Emission Reduction, which give an
additional gain to the enterprises;
·Incentives for the production and consumption of energy that
comes from renewable sources: a discount of 50% in the tariffs for
the use of the distribution network (TUSD);
1 2
·Several options regarding the sale of the energy (Proinfa , ACR
auction, bilateral contracts with the distributor, end-costumer, spot
market and still waiting for its regulations, the sale to the traders).
This allows the formation of a sales mix with the maximization of gains
and the simultaneous mitigation of risks;
·Credit lines that are considerable attractive for the invertors;
3
·The potential market within the ACL for medium-voltage customers
(A4) is extremely large and nowadays it is held back because
of the small amount of offer.
Evidently, there are obstacles (environmental obstacles, PPAs to
ensure the funding, equipment offer, and others) that must be overcome
and the aforementioned reasons together with the immediate
need to expand the power offer in Brazil will help this victory.
AES
One of the most efficient electric power generators in Brazil, AES
Tietê, has 10 hydroelectric plants, an installed capacity of 2.65 thousand
megawatts (MW) and is responsible for 20% of the power generated
in the State of Sãp Paulo and 2% of the national production.
The hydroelectric plants (UHE) that belong to AES Tietê are Ibitinga,
Bariri, Caconde, Barra Bonita, Promissão, Limoeiro, Água Vermelha,
Euclides da Cunha, Nova Avanhandava and Mogi-Guaçu
SHP. The complex of plants involves the Rivers Tietê, Grande, Pardo
and Mogi-Guaçu and is located in the central and northwestern regi-
ons of the state of São Paulo.
The Small Hydropower Plants (SHPs) have gained an outstanding position within the Brazilian
electric energy sector after the creation of the free market and the right, established by
Law, to the reduction of the costs of using the distribution and transmission systems. We believe
that the continuous improvement in the electric energy commercialization regulation will
only consolidate an environment that is promising for new private investments in SHPs, certainly
bringing real benefits to the Brazilian society.
NC Energia
NC Energia operates nationally in the electric energy market, representing free consumers,
distributors, self-producers and independent producers of energy. This way, its operation
privileges all the synergy that involves its partners in these representations.
NC has been acting throughout the country for over five years and, in harmony with the
dynamics of the electric sector, offers solutions and highly profitable business opportunities for
companies that are interested in participating in the energy purchase and sale market. For
that, NC relies on a team of highly qualified professionals, not only for commercial operations,
but also for technical support given to the companies, guiding and following the changes and
opportunities of this market.
EVENTS
In 1999 the AES Group acquired the Companhia de Geração de
Energia Elétrica Tietê, one of the three companies created in the
splitting process of the Companhia Energética de São Paulo (CESP)
for the privatization. The new company called AES Tietê kept the 10
hydroelectric plants and since 2003 it has been controlled by the Brasiliana
Energia S/A – a holding company formed by AES Corp. and
by BNDES (National Bank for Social and Economic Development).
Searching for a permanent improvement on its results, between
2000 and 2005, the company invested R$ 147.5 million, mainly in
the maintenance and in the modernization of its equipment. The final
costs of power generation dropped by 15% and the company
was able to reduce the shutdown time of the machines, which allowed
an rise in their operational availability from 92% to 97%.
With the constant work of the company, the financial results also
appeared. In 2005 AES Tietê produced 12.9 thousand GWh, 15%
above the assured power (11,275 GWh). The net revenue was R$
1.2 billion and the profit was R$ 556.1 million, 90.7% higher than in
2004, which was R$ 291.5 million.
For 2006, AES Tietê forecast investments ranging about R$ 50.5
million, out of which a bit more than 50% - R$ 25.4 million – will be
destined to the refurbishment and modernization of the power
plants. R$ 13.8 million will go to investments in environmentrelated
shares and R$ 2.9 million will go to information technology.
The other R$ 8.5 million will be destined to development projects, civil
constructions and a waterway.
AES Tietê has a 30-year concession (until December 2029) and
since January 1st, 2006, the company supply 100% of its assured
power to AES Eletropaulo, according to what was established in a
long-term contract that is valid until 2015. The electric power assured
by AES Tiête is enough to provide power for 5 million households.
In addition, the reservoirs that are part of the hydroelectric
plants have several other commercial practices such as irrigation,
tourism, reliable water supply for the cities in the surrounding areas,
sporting and professional fishing activities, operation of the Rivers
Tietê-Paraná waterway, among others.
Today, six canal lock that belong to AES Tietê allow the transportation
of up to 10 million tons of loads such as grains, sugarcane
and fuel through the River Tiête in one year. Between 2000 and
2005, the company invested about R$ 30 million in Tietê-Paraná waterway
in order to enhance and improve the transport in the waterway,
which today is roughly 2.4 thousand kilometers long. In 2005
AES Tietê reported 17,249 process of canal lock, 21% more than during
the year of 2004, and a total of 7.26 million of transported loads
(25% more than in 2004). The main products that were transported
were fuel, sugarcane, soybeans, sand and other products.
1.PROINFA: a governmental program encouraging energy production out of renewable sources of energy.
2.ACR: It's a market managed by a governmental agency that is in charge of selling and purchasing energy.
3.ACL: A free trading market for selling and purchasing energy
45

missão, conforme as leis 9.648 de 27/05/1998 e 10.438 de
26/04/2002, somadas à carência de oferta de energia para este nicho
de mercado, só vem a reforçar que o investimento em pequenas
centrais hidrelétricas é uma excelente alternativa para os próximos
anos.
Desta forma, acredita-se em uma crescente oferta de energia
de pequenas centrais hidrelétricas como decorrência da assimilação
destas condições favoráveis por parte dos investidores.
Grupo REDE
Atuando na distribuição, geração e comercialização de energia
há mais de um século, o Grupo REDE é atualmente um dos maiores
grupos empresariais do Setor Elétrico nacional. Através de suas
concessionárias de Distribuição, fornece energia elétrica para 502
Perspectivas para PCHs no âmbito do MDL
De acordo com dados da ANEEL, o mercado de energia elétrica
vem crescendo em torno de 4,5% ao ano, devendo ultrapassar 100
GW em 2008. O planejamento governamental de médio prazo prevê
a necessidade de investimentos da ordem de R$ 6 a sete bilhões/ano
para expansão da matriz energética brasileira, de forma
a atender a demanda do mercado consumidor. Deste modo, fica claro
que a criação de novos empreendimentos de geração de energia
elétrica é uma boa oportunidade de negócios.
Em paralelo, a ratificação do Protocolo de Quioto permitiu que
seus instrumentos, tais como o Mecanismo de Desenvolvimento
Limpo (MDL), se tornassem uma realidade. A redução de emissões
de gases de efeito estufa tornou-se corrente, sendo uma importante
ferramenta para viabilização de empreendimentos de
energia renovável. O MDL é hoje um mecanismo financeiro internacional
que movimenta bilhões de dólares e alavanca investimentos
adicionais em energia limpa, especialmente hidroeletricidade.
O status atual do novo mercado de carbono apresenta excelentes
oportunidades de financiamento de novos projetos de MDL para
empresas de energia.
Projetos de PCHs no âmbito do MDL já são amplamente desenvolvidos,
possuindo metodologias aplicáveis, o que torna o processo
de estruturação do projeto mais ágil
e seguro. Atualmente, existem no Brasil 18 projetos de PCHs registrados
sob o MDL, ou seja, já aprovados pelo Conselho Executivo
da ONU, 15 projetos em processo de registro e 19 em validação.
Ao todo, são 52 projetos de pequenas centrais hidrelétricas buscando
a obtenção de créditos de carbono no cenário brasileiro. Este
número é expressivo quando comparado a outras tecnologias aplicáveis
ao MDL, porém, sabendo que existem 269.
PCHs em operação, 41 em construção, e 215 já outorgadas,
mas ainda inoperantes, percebe-se que há muitas oportunidades
no setor. Adicionalmente, o MDL pode ser também uma importante
ferramenta para auxiliar a reativação de usinas fora de
operação, ou mesmo para a repotenciação de pequenas centrais.
Com incentivos como o PROINFA – que está sendo revisto com
46
EVENTOS
A reduzida oferta de energia e as expectativas futuras de preços elevados sinalizam a necessidade
de investimentos em geração e um risco de racionamento cada dia mais próximo da
realidade.
Dentro do atual cenário energético, as pequenas centrais hidrelétricas apresentam-se como
alternativas de investimento viáveis, de baixo impacto ambiental e alta bancabilidade, tendo
em vista os diversos incentivos para este tipo de fonte.
Atualmente, consumidores com demanda superior a 500 kW e inferior a 3.000 kW, conectados
em qualquer nível de tensão, têm a possibilidade de comprar energia exclusivamente de
empreendimentos caracterizados como fontes alternativas, e dentre estes empreendimentos
destacam-se as pequenas centrais hidrelétricas.
A exclusividade deste mercado, aliada aos descontos nas tarifas de distribuição e trans-
municípios, localizados nos Estados de São Paulo, Minas Gerais, Paraná,
Tocantins, Mato Grosso e Pará, atendendo mais de 3 milhões
de consumidores. Na área de Geração, os principais empreendimentos
são a UHE Lajeado (TO), de 902,5 MW e a UHE Guaporé
(MT) de 120 MW. Na Comercialização, realiza atividades voltadas à
compra e venda de energia elétrica, atendimento a clientes livres,
desenvolvimento de produtos e serviços para empresas, entre outros.
O Grupo REDE conecta milhares de cidadãos brasileiros
ao mercado produtivo, levando não só eletricidade, mas também cidadania
às regiões onde atua. Além disso, acredita na importância
do relacionamento entre empresa e consumidor, sempre impulsionando
o desenvolvimento socioeconômico do Brasil.
base nos resultados alcançados na primeira fase do programa – o
mercado de créditos de carbono e a sub-rogação da CCC, esta última
para projetos implantados no sistema isolado da Região Norte,
empreendimentos como novas Pequenas Centrais Hidrelétricas
são ótimos investimentos de longo prazo.
A EcoSecurities
Multinacional de origem anglo-brasileira, a EcoSecurities é a
maior e a mais experiente empresa de desenvolvimento de projetos
de MDL do mundo. Com uma rede de e 280 projetos em 27 países,
com o potencial de gerar em torno de 150 mi. de créditos de
carbono.
escritórios em 20 países nos cinco continentes, a EcoSecurities
acumulou a mais ampla e diversificada carteira de projetos de carbono
do mercado. Hoje, a companhia tem um portfólio de mais de
280 projetos em 27 países, com o potencial de gerar em torno de
150 mi. de créditos de carbono.
Na vanguarda do mercado do carbono, a EcoSecurities atuou
no desenvolvimento dos principais marcos do mercado global de
carbono, incluindo o desenvolvimento do primeiro projeto de MDL
do mundo registrado sob o Protocolo de Quioto.
Em relação à energia hidrelétrica, a EcoSecurities já desenvolveu
projetos de MDL em diversos países, sendo o primeiro projeto
de MDL com créditos de carbono emitidos o projeto da Hidrelétrica
La Esperanza, em Honduras, também desenvolvido pela EcoSecurities.
O modelo de negócios da companhia, baseado na compra garantida
dos créditos de carbono gerados pelo projeto, assegura um
fluxo de receita ao desenvolvedor do projeto, sem riscos de mercado.
Além disso, por possuir uma equipe de monitoramento especializada,
a EcoSecurities garante a boa performance dos seus projetos,
maximizando a geração de créditos de carbono.
Como resultado, a EcoSecurities é reconhecida como a melhor
empresa de consultoria na área de MDL pela revista Environmental
Finance nos últimos cinco anos.

The reduced energy offer and the future expectations of high
prices signal the need for investments in generation and a risk of rationing
that is getting closer to the reality day by day.
Within today's energy scenario, the SHPs are feasible investment
alternatives, given that they present low environmental impacts
and a high funding capacity, and also due to the several incentives
towards this type of source.
Nowadays, consumers with a demand higher than 500 kW and
lower than 3.000 kW, connected at any voltage level, have the possibility
of purchasing the power exclusively from enterprises classified
as alternative sources enterprises, and among them the small
hydropower plants stand in a superior position.
The exclusivity of this market, together with the discount in the
distribution and transmission tariffs, according to Laws 9648
(May/27/1998) and 10438 (April/26/2002), and the need for
energy offer within this segment of the market, only strengthens
the idea that the investment in SHPs is an excellent alternative for
the next few years.
This way, it is believed that there will be a growing energy offer
coming from SHPs as a result of the assimilation of these favorable
conditions by the investors.
According to data released by ANEEL (National Agency for Electric Power) the power
market has been growing about 4.5% every year and it must transcend 100 GW in 2008.
For the expansion of the Brazilian power matrix, the medium-term government planning forecast
the need for investments ranging between R$ 6 and 7 billion/year in order to meet
the demand of the consuming market. This way, it is clear that the creation of new power
generating enterprises is a good opportunity for business.
At the same time, the rectification of the Kyoto Protocol allowed its instruments, the Clean
Development Mechanism (CDM), for example, to become a reality. The reduction in the
emission of greenhouse gases became a trend, and it is an important tool regarding the feasibility
of renewable energy enterprises. Today, the CDM is an international financial mechanism
that deals with billions of dollars and spurt additional investments in clean energy,
particularly hydroelectricity. The present status of the new carbon market presents excellent
funding opportunities for new CDM projects for power companies.
SHP projects in the range of CDM are already fully developed. They have applicable methodologies,
which makes the structuring process of the project much faster and safer. Today,
there are 18 projects in Brazil registered under the CDM, i.e., already approved by
UN's Executive Council. There are also 15 projects undergoing the registering process and
19 that must be validated. Altogether, there are 52 projects of Small Hydropower Plants
that are aiming at attaining carbon credits in the Brazilian scenario. This is an expressive
number if compared to other CDM technologies. Thus, once it is known that the country
has 269 operating SHPs, 41 that are being constructed, and 215 that have already been
granted, but still are not operating, one can notice that there are plenty of opportunities in
the sector. In addition, the CDM may also be an important tool to help the refurbishment
and operation of inactive plants or the repowering of small plants.
With incentives such as PROINFA (a program that encourages power production out of
alternative sources of energy), which is being revised based on the results that were achieved
during the first phase of the program, the carbon credit market and the subrogation of
the CCC (Fuel Consumption Account), the latter used for projects implemented in the isolated
system of the North region, enterprises such as Small Hydropower Plants are great
long-term investments.
EcoSecurities
The Anglo-Brazilian multinational company, EcoSecurities, is the largest and the most
experienced company in the world regarding the development of CDM projects. Having offices
in 20 countries in the five continents, EcoSecurities has accumulated the widest and
the most diversified portfolio of carbon projects in the market. Today, the company has a
portfolio that comprehend more than 280 projects in 27 countries, with a potential to generate
approximately 150 million of carbon credits.In the vanguard of the carbon market, Eco-
EVENTS
Grupo Rede
Acting in energy distribution, generation and commercialization
for over a century, Grupo REDE is today one of the largest business
groups of the National Electric Sector. Through its distribution
utilities, Grupo Rede supplies energy to 502 cities located in the states
of São Paulo, Minas Gerais, Paraná, Tocantins, Mato Grosso and
Pará – over 3 million consumers. As far as generation is concerned,
the main enterprises are Lageado Hydroelectric Plant (902.5 MW)
in the state of Tocantins and Guaporé Hydroelectric Plant (120 MW)
in the state of Mato Grosso. In the commercialization area, the
group carries out activities related to the purchase and sale of electric
power, trades with free customers, development of products
and services for companies, among others.
Grupo REDE connects thousands of Brazilian citizens to
the productive market, taking not only electricity, but also the sense
of citizenship to the regions where it acts. In addition, Grupo
REDE believes in the importance of the relationship between company
and consumer, always impelling the socio-economic development
in Brazil.
Securities has acted in the development of
the main aspects of the world carbon market,
including the development of the first
CDM project of the world registered under
the Kyoto Protocol.
In relation to hydroelectricity, EcoSecurities
has already developed CDM projects
in several countries. The first CDM project
with carbon credits was the project of La
Esperanza hydroelectric plant in Honduras,
which was developed by EcoSecurities.
The business model of the company, based
on the guaranteed purchase of the carbon
credits generated by the project, assures
the project developer a revenue flow
without market risks. In addition, as the
company has a specialized monitoring team,
EcoSecurities can assure the good performance
of its projects, maximizing the generation
of carbon credits.
As a result, EcoSecurities was recognized
as the best consultancy company regarding
the area of CDM by the magazine
Environmental Finance for the past five years.
Veja todas as apresentações acessando:
www.cerpch.unifei.edu.br
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