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Cadernos de Recursos Hídricos
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República Federativa do Brasil
Luiz Inácio Lula da Silva
Presidente
Ministério do Meio Ambiente – MMA
Marina Silva
Ministra
Agência Nacional de Águas - ANA
Diretoria Colegiada
José Machado – Diretor-Presidente
Benedito Braga
Oscar de Morais Cordeiro Netto
Bruno Pagnoccheschi
Dalvino Troccoli Franca
Superintendência de Planejamento de Recursos Hídricos
João Gilberto Lotufo Conejo
Superintendência de Usos Múltiplos
Joaquim Guedes Corrêa Gondim Filho
Superintendência de Conservação de Água e Solo
Antônio Félix Domingues
Superintendência de Outorga e Cobrança
Francisco Lopes Viana
Superintendência de Fiscalização
Gisela Damm Forattini
Superintendência de Apoio a Comitês
Rodrigo Flecha Ferreira Alves
Superintendência de Informações Hidrológicas
Valdemar Santos Guimarães
Superintendência de Tecnologia e Capacitação
José Edil Benedito
Superintendência de Administração e Finanças
Luis André Muniz
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AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS
MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE
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Superintendência de Usos Múltiplos
COORDENAÇÃO
Joaquim Guedes Corrêa Gondim Filho
Superintendente de Usos Múltiplos
Martha Regina von Borstel Sugai
Elaboração
Carlos Eduardo Cabral Carvalho
Colaboração
Rafael Carneiro di Bello
Marina Tedesco e Silva
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Agência Nacional de Águas – ANA
Setor Policial Sul, Área 5, Quadra 3, Blocos B, L e M
CEP 70610-200, Brasília – DF
PABX: 2109-5400
Endereço eletrônico: http://www.ana.gov.br
Equipe editorial:
Supervisão editorial: Carlos Eduardo Cabral Carvalho
Elaboração dos originais: SUM
Revisão dos originais: SUM
Editoração eletrônica dos originais: SUM
Projeto gráfico, editoração e arte-final: SUM
Capa e ilustração: SUM
Diagramação: SUM
Todos os direitos reservados
É permitida a reprodução de dados e de informações contidos nesta publicação, desde que citada a fonte.
CIP-Brasil (Catalogação-na-publicação)
ANA - CDOC
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SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO............................................................................................ 1
2 BASE LEGAL ............................................................................................. 3
2.1 Código de Águas...........................................................................................................................3
2.2 Constituição Federal ....................................................................................................................5
2.3 Legislação federal de recursos hídricos pertinente ...................................................................5
2.4 Legislação ambiental pertinente .................................................................................................9
2.5 Legislação setorial específica.....................................................................................................11
2.5.1 Evolução histórica da legislação setorial .............................................................................11
2.5.2 Financiamento do Setor Elétrico e Reversão para Compensação pelo Uso dos Recursos
Hídricos ................................................................................................................................................16
3 PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO.............................................. 18
3.1 Caracterização do Sistema Elétrico Brasileiro........................................................................18
3.1.1 Sistemas Isolados...................................................................................................................19
3.1.2 Sistema Interligado................................................................................................................19
3.1.3 Perspectivas de expansão para os próximos anos...............................................................22
3.2 Planejamento da operação e expansão do Setor Elétrico. ......................................................23
3.2.1 Planejamento da operação do Setor Elétrico......................................................................23
3.2.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico......................................................................26
4 POTENCIAL NO PAÍS E NAS REGIÕES HIDROGRÁFICAS. ................ 33
4.1 Região Hidrográfica Amazônica...............................................................................................38
4.1.1 Situação atual.........................................................................................................................38
4.1.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................39
4.2 Região Hidrográfica Tocantins / Araguaia..............................................................................45
4.2.1 Situação atual.........................................................................................................................45
4.2.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................46
4.3 Região Hidrográfica Atlântico Nordeste Ocidental. ...............................................................49
4.4 Região Hidrográfica Parnaíba..................................................................................................49
4.4.1 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................49
4.5 Região Hidrográfica Atlântico Nordeste Oriental...................................................................52
4.6 Região Hidrográfica do São Francisco.....................................................................................52
4.6.1 Situação atual.........................................................................................................................52
4.6.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................53
4.7 Região Hidrográfica Atlântico Leste........................................................................................56
4.7.1 Situação atual.........................................................................................................................56
4.7.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................56
4.8 Região Hidrográfica Atlântico Sudeste. ...................................................................................58
4.8.1 Situação atual.........................................................................................................................58
ii
4.8.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................59
4.9 Região Hidrográfica do Atlântico Sul. .....................................................................................62
4.9.1 Situação atual.........................................................................................................................62
4.9.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região. .............................................62
4.10 Região Hidrográfica do Uruguai. .............................................................................................65
4.10.1 Situação atual....................................................................................................................65
4.10.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região..........................................65
4.11 Região Hidrográfica do Paraná. ...............................................................................................68
4.11.1 Situação atual....................................................................................................................68
4.11.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região..........................................70
4.12 Região Hidrográfica do Paraguai. ............................................................................................73
4.12.1 Situação atual....................................................................................................................73
4.12.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região..........................................73
5 INTEGRAÇÃO DAS ETAPAS DE PLANEJAMENTO DO SETOR
ELÉTRICO COM OS INSTRUMENTOS DAS POLÍTICAS DE RECURSOS
HÍDRICOS E AMBIENTAL. ............................................................................. 75
5.1 Instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos.......................................................75
5.1.1 Planos de Recursos Hídricos.................................................................................................75
5.1.2 Outorga de direitos de uso de recursos hídricos.................................................................76
5.1.3 Sistema de Informações sobre Recursos Hídricos..............................................................77
5.2 Instrumentos da Política Nacional de Meio Ambiente............................................................77
5.3 Implantação de aproveitamentos hidrelétricos........................................................................78
5.3.1 Aproveitamentos hidrelétricos com potência entre 1 MW e 30 MW – PCHs..................78
5.3.2 Implantação de aproveitamentos com potência superior a 30 MW..................................79
5.3.3 Aproveitamentos hidrelétricos com potência inferior a 1 MW – CGHs...........................80
5.4 Avaliação Ambiental Estratégica - AAE..................................................................................80
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES................................................... 84
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................................................... 88
iii
Lista de Tabelas
Tabela 3.1. Capacidade Instalada em dezembro de 2003............................................... 18
Tabela 4.1. Evolução do Potencial Hidrelétrico Brasileiro. ........................................... 33
Tabela 4.2. Potencial por Região Hidrográfica (MW). .................................................. 36
Tabela 4.3. Potencial na região hidrográfica Amazônica (MW).................................... 38
Tabela 4.4. Usinas em operação na região hidrográfica Amazônica.............................. 39
Tabela 4.5. Usinas com concessão na região hidrográfica Amazônica.......................... 39
Tabela 4.6. Usina hidrelétrica na região hidrográfica Amazônica a ser licitada nos
próximos leilões...................................................................................................... 40
Tabela 4.7. Usinas hidrelétricas estratégicas para o Governo Federal na região
hidrográfica Amazônica. ........................................................................................ 40
Tabela 4.8. Potencial na região hidrográfica Tocantins/Araguaia (MW)....................... 45
Tabela 4.9. Usinas em operação na região hidrográfica Tocantins/Araguaia. ............... 45
Tabela 4.10. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica
Tocantins/Araguaia................................................................................................. 46
Tabela 4.11. Usinas hidrelétricas na região hidrográfica Tocantins/Araguaia a serem
licitadas nos próximos leilões................................................................................. 46
Tabela 4.12. Usinas hidrelétricas indicativas na região hidrográfica Tocantins/Araguaia.
................................................................................................................................ 47
Tabela 4.13. Potencial na região hidrográfica Atlântico Nordeste Ocidental (MW). .... 49
Tabela 4.14. Potencial na região hidrográfica Parnaíba (MW)...................................... 49
Tabela 4.15. Usinas hidrelétricas na região hidrográfica do Parnaíba a serem licitadas
nos próximos leilões............................................................................................... 50
Tabela 4.16. Potencial na região hidrográfica Atlântico Nordeste Oriental (MW)........ 52
Tabela 4.17. Potencial na região hidrográfica do São Francisco (MW)......................... 52
Tabela 4.18. Usinas em operação na região hidrográfica São Francisco. ...................... 53
Tabela 4.19. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica São Francisco a
serem licitadas nos próximos leilões. ..................................................................... 53
Tabela 4.20. Usinas hidrelétricas indicativas na região hidrográfica São Francisco. .... 54
Tabela 4.21. Potencial na região hidrográfica do Atlântico Leste (MW)....................... 56
Tabela 4.22. Usinas em operação na região hidrográfica do Atlântico Leste. ............... 56
Tabela 4.23. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica Atlântico Leste.
................................................................................................................................ 56
Tabela 4.24. Potencial na região hidrográfica do Atlântico Sudeste (MW)................... 58
Tabela 4.25. Usinas em operação na região hidrográfica do Atlântico Sudeste. ........... 58
Tabela 4.26. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica Atlântico
Sudeste.................................................................................................................... 59
Tabela 4.27. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica Atlântico Sudeste a
serem licitadas nos próximos leilões. ..................................................................... 60
Tabela 4.28. Potencial na região hidrográfica do Atlântico Sul (MW).......................... 62
Tabela 4.29. Usinas em operação na região hidrográfica do Atlântico Sul.................... 62
Tabela 4.30. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica Atlântico Sul.63
Tabela 4.31. Potencial na região hidrográfica do Uruguai (MW).................................. 65
Tabela 4.32. Usinas em operação na região hidrográfica do Uruguai............................ 65
Tabela 4.33. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica do Uruguai. .. 66
Tabela 4.34. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica do Uruguai a serem
licitadas nos próximos leilões................................................................................. 66
Tabela 4.35. Potencial na região hidrográfica do Paraná (MW). ................................... 68
Tabela 4.36. Usinas em operação na região hidrográfica Paraná................................... 68
Tabela 4.37. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica do Paraná. .... 70
iv
Tabela 4.38. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica do Paraná a serem
licitadas nos próximos leilões................................................................................. 71
Tabela 4.39. Usinas hidrelétricas indicativas na região hidrográfica do Paraná............ 71
Tabela 4.40. Potencial na região hidrográfica do Paraná (MW). ................................... 73
Tabela 4.41. Usinas em operação na região hidrográfica Paraguai................................ 73
Tabela 4.42. Usina hidrelétrica com concessão na região hidrográfica do Paraguai. .... 73
v
Lista de Figuras
FIGURA 3.1. SUBSISTEMAS DO SIN ............................................................. 21
FIGURA 3.2. PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO E AS ETAPAS DE
DESENVOLVIMENTO DE NOVOS APROVEITAMENTOS............................. 29
FIGURA 4.1 - REGIÕES HIDROGRÁFICAS DO BRASIL – DIVISÃO
APROVADA PELO CNRH................................................................................ 34
FIGURA 4.2 – REGIÕES HIDROGRÁFICAS DO BRASIL – DIVISÃO
APROVADA PELO CNRH E DIVISÃO DNAEE. .............................................. 35
FIGURA 4.3. USINAS HIDRELÉTRICAS POR ANO DE INSTALAÇÃO.......... 37
FIGURA 4.4. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA AMAZÔNICA......................................................... 42
FIGURA 4.5. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA TOCANTINS-ARAGUAIA...................................... 48
FIGURA 4.6. USINA HIDRELÉTRICA EM OPERAÇÃO NA REGIÃO
HIDROGRÁFICA DO RIO PARNAÍBA. ............................................................ 51
FIGURA 4.7. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO RIO SÃO FRANCISCO................................... 55
FIGURA 4.8. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO ATLÂNTICO LESTE. ...................................... 57
FIGURA 4.9. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO ATLÂNTICO SUDESTE.................................. 61
FIGURA 4.10. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO ATLÂNTICO SUL............................................ 64
FIGURA 4.11. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO RIO URUGUAI................................................ 67
FIGURA 4.12. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO RIO PARANÁ.................................................. 72
FIGURA 4.13. USINAS HIDRELÉTRICAS EXISTENTES E PLANEJADAS NA
REGIÃO HIDROGRÁFICA DO RIO PARAGUAI.............................................. 74
vi
FIGURA 5.1. PROCEDIMENTOS PARA IMPLANTAÇÃO DE
APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS COM POTÊNCIA ENTRE 1 E 30 MW
– PCHS. ........................................................................................................... 79
FIGURA 5.2. PROCEDIMENTOS PARA IMPLANTAÇÃO DE
APROVEITAMENTOS HIDRELÉTRICOS COM POTÊNCIA ACIMA DE 30 MW
– UHES. ........................................................................................................... 79
FIGURA 6.1. EXPANSÃO DA GERAÇÃO POR REGIÃO HIDROGRÁFICA. .. 85
1
1 INTRODUÇÃO
O grande potencial hidrelétrico brasileiro representa uma indiscutível vantagem
comparativa em relação às matrizes elétricas adotadas por outros países, que utilizam
principalmente os combustíveis fósseis e/ou centrais nucleares para geração de energia
elétrica. Além de tratar-se de uma fonte abundante, limpa e renovável, a utilização da
alternativa hidrelétrica é de pleno domínio da tecnologia Nacional, servindo de
referência para outros países.
Essa característica de nossa matriz elétrica acaba se refletindo em um conjunto de
importantes condicionantes para o setor elétrico brasileiro. Além da própria lógica
interna do sistema, que envolve políticas e ações voltadas à regulação e controle do uso
dos recursos hídricos em uma clara interface com os outros usuários da água, existe a
necessidade de articulação e adequação com outras instituições envolvidas no processo
de aprovação dos aproveitamentos.
Tendo em vista os longos prazos de maturação dos aproveitamentos hidrelétricos, tanto
em termos de estudos envolvidos (inventário, viabilidade, projeto básico e executivo)
como também para a sua construção, a utilização desta forma de energia para atender o
crescimento da demanda de energia elétrica impõe ao planejamento da expansão da
oferta de energia, previsões bastante antecipadas.
Com relação às implicações de ordem técnica, devem ser considerados os fatores
estruturais relacionados às vantagens e necessidades de interligações nos sistemas de
transmissão, para se usufruir a diversidade regional dos regimes hidrológicos e ao porte
dos aproveitamentos, em função dos ganhos do fator de escala dos aproveitamentos e da
magnitude dos nossos principais rios. Ainda nesse contexto técnico, é preciso destacar,
também, os fatores operacionais, que podem tornar as usinas fortemente dependentes do
regime de vazões do rio e da maior ou menor regulação promovida pelo conjunto de
barramentos situados numa mesma bacia, além das conseqüentes condições de operação
reservatórios, tendo em vista também a questão dos usos múltiplos da água.
Finalmente, destacam-se os impactos das usinas hidrelétricas, com especial destaque
para a área inundada pelos reservatórios e suas conseqüências sobre o meio físico-
biótico e sobre as populações atingidas. As preocupações com essas questões são
agravadas pelo fato da maior parte do potencial hidrelétrico hoje remanescente estar
localizado em áreas de condições sócio-ambientais delicadas, por suas interferências
sobre territórios indígenas, sobretudo na Amazônia, nas áreas de preservação e nos
recursos florestais, ou em áreas bastante influenciadas por ocupações antrópicas. São
também fundamentais os estudos e equacionamentos associados aos usos múltiplos e,
eventualmente, concorrenciais desses recursos hídricos, em suas feições sócio-
econômicas, ambientais e estratégicas, relativas à pesca, abastecimento urbano,
saneamento básico, irrigação, transporte, uso industrial, lazer e etc.
Este documento busca apresentar informações sobre o planejamento da expansão do
Setor Elétrico em vigor, buscando mostrar mais especificamente, a evolução do
comportamento do Setor Elétrico, com foco específico na expansão do aproveitamento
do potencial hidráulico para geração de energia elétrica, em relação à sua demanda
pelos recursos hídricos e sua distribuição espacial, para que os principais conflitos pelo
uso da água, os atuais e os potencias, possam identificados e compatibilizados.
2
O capítulo 2 deste documento descreve a base legal e institucional pertinente ao
processo de planejamento e implantação de usinas hidrelétricas, relacionada a recursos
hídricos, ambiental e setorial.
O Capítulo 3 descreve todo o processo de planejamento do Setor Elétrico, da operação e
da expansão, neste caso com foco no planejamento para o aproveitamento do potencial
hidráulico para geração de energia, e como ocorre sua interação com os setores de
recursos hídricos e ambiental.
O Capítulo 4 apresenta o potencial hidráulico para geração de energia e sua distribuição
nas regiões hidrográficas do país. Para cada região é detalhado este potencial, enfocando
as principais usinas hidrelétricas já instaladas, mais especificamente aquelas integrantes
do Sistema Interligado Nacional, além das principais que atendem a sistemas isolados.
Com respeito a futuras usinas, são relacionadas as principais usinas incluídas no Plano
Decenal do Setor Elétrico 2003-2012 e as que fazem parte da relação de usinas que o
Governo Federal pretende incluir nos próximos leilões de energia nova.
O Capítulo 5 descreve como se dá a interação formal do processo de planejamento do
Setor Elétrico com os instrumentos das políticas de recursos hídricos e de meio
ambiente no País.
O Capítulo 6 destaca algumas conclusões e recomendações a respeito do
aproveitamento do potencial de energia hidráulica ressaltando a necessidade de
articulação no planejamento do uso de recursos hídricos entre os diversos setores.
3
2 BASE LEGAL
Neste capítulo são citados os principais instrumentos legais pertinentes aos
aproveitamentos dos potenciais de energia hidráulica no que tange ao uso dos recursos
hídricos.
Como diretriz geral, procurou-se evitar um detalhamento excessivo da legislação
trazendo à tona apenas questões de maior relevância e indicando as principais
referências, caso seja necessário um maior aprofundamento dos temas abordados.
Visou-se proporcionar aos planejadores uma visão mais ampla do Setor Elétrico, seu
funcionamento e os principais atores envolvidos com a questão da utilização dos
recursos hídricos.
2.1 Código de Águas
O Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934, denominado Código de Águas, estabelecia
como águas públicas de uso comum as correntes, canais, lagos e lagoas navegáveis ou
flutuáveis
1
, ainda que uma corrente deixe de ser navegável ou flutuável em algum dos
seus trechos
2
. O domínio dessas águas fora dividido entre a União, os Estados e os
Municípios
3
, posteriormente redefinido, pela Constituição Federal de 1988, apenas entre
a União e os Estados.
As quedas d’água e outras fontes de energia hidráulica foram definidas no Código como
bens imóveis não integrantes das terras em que se encontravam
4
. Entretanto,
contraditoriamente, o Código estabelecia que as quedas d'água existentes em cursos
considerados “particulares”
5
pertenciam aos proprietários dos terrenos marginais (ou a
quem o fosse por título legítimo) e que as quedas d'água e outras fontes de energia
hidráulica existentes em “águas públicas de uso comum ou dominicais” seriam
incorporadas ao patrimônio da Nação, como propriedade inalienável e imprescritível
6
.
Ficou, ainda, assegurada ao proprietário da queda d’água a preferência na autorização
ou concessão para o aproveitamento industrial de sua energia ou co-participação nos
lucros da exploração que por outrem fosse feita
7
.
Na regulamentação de aproveitamentos de potenciais de energia hidráulica
8
estabeleceu-se o regime de autorização ou concessão para aproveitamentos de quedas
d’água ou qualquer fonte de energia hidráulica de domínio público ou particular
9
e que
as concessões para exploração de aproveitamentos hidrelétricos (por prazo normal de 30
1
Decreto nº 24.643/64 - Art. 2º, alínea b.
2
Decreto nº 24.643/64 - Art. 4º.
3
Decreto nº 24.643/64 - Art. 29º.
4
Decreto nº 24.643/64 - Arts. 145.
5
Decreto nº 24.643/64 - Arts. 8
o
e 146.
6
Decreto nº 24.643/64 - Art. 147.
7
Decreto nº 24.643/64 - Art. 148.
8
Decreto nº 24.643/64 – Arts. 139 a 204.
9
Decreto nº 24.643/64 - Arts. 139 a 141.
4
anos e, excepcionalmente, de 50 anos
10
) seriam outorgadas por Decreto do Presidente da
República, referendado pelo Ministro da Agricultura
11
.
O Código definiu que os aproveitamentos de quedas d'água de potência inferior a 50
KW independiam de autorização ou concessão, desde que para uso exclusivo do
respectivo proprietário
12
, contudo deveria ser realizada uma notificação junto ao Serviço
de Águas do Departamento Nacional de Produção Mineral do Ministério da Agricultura
para efeitos estatísticos. Os aproveitamentos de quedas d'água e outras fontes de
energia hidráulica de potência superior a 150 KW e aqueles que se destinassem a
serviços de utilidade publica federal, estadual ou municipal ou ao comércio de energia,
independente da potência, dependiam de concessão
13
.
Complementando, estabeleceu que dependiam de simples autorização os
aproveitamentos de quedas de água e outras fontes de energia até o máximo de 150 KW,
quando os permissionários forem titulares de direitos de ribeirinidades com relação à
totalidade ou ao menos à maior parte da seção do curso d'água a ser aproveitada e que
destinassem a energia ao seu uso exclusivo
14
.
O conceito de usos múltiplos é referenciado no Código de Águas ao se estabelecer que
em todos os aproveitamentos de energia hidráulica seriam satisfeitas “exigências
acauteladoras dos interesses gerais”
15
, a saber:
• alimentação e necessidades das populações ribeirinhas;
• salubridade pública;
• navegação;
• irrigação;
• proteção contra as inundações;
• conservação e livre circulação do peixe;
• escoamento e rejeição das águas.
As condições de exploração do reservatório para outros usos ficavam limitadas, porém,
ao se estabelecer que as reservas de água e de energia em proveito dos serviços públicos
(União, Estados ou Municípios) não poderiam privar a usina hidrelétrica de mais de
30% da energia de que dispusesse
16
. O Código de Águas previa ainda que as concessões
caducariam, obrigatoriamente, se o concessionário reincidisse na utilização de uma
descarga superior à que tivesse direito, desde que essa infração prejudicasse as
quantidades de água reservadas a outros usos
17
.
Em relação à competência dos Estados para autorizar ou conceder o aproveitamento
industrial das quedas d' água e outras fontes de energia hidráulica, o Código era
afirmativo ao indicar que as atribuições que foram conferidas ao Estados, com relação a
todas as fontes de energia hidráulica, seriam exercidas dentro dos respectivos territórios,
excetuadas as existentes em cursos do domínio da União, as de potência superior a
10.000 (dez mil) kilowatts e as que, por sua situação geográfica, pudessem interessar a
10
Decreto nº 24.643/64 - Art. 157.
11
Decreto nº 24.643/64 - Art. 150.
12
Decreto nº 24.643/64 - Art. 139.
13
Decreto nº 24.643/64 - Art. 140.
14
Decreto nº 24.643/64 - Art. 141.
15
Decreto nº 24.643/64 - Art. 143.
16
Decreto nº 24.643/64 – Art. 153, alínea e,154 e 155.
17
Decreto nº 24.643/64 – Art. 168.
5
mais de um Estado (a juízo do Governo Federal)
18
. Adicionalmente, o Código previa a
transferência aos Estados das atribuições da União
19
, desde que o Estado interessado
possuísse serviço técnico-administrativo adequado, inclusive uma seção técnica de
estudos de regime de cursos d’água e avaliação do respectivo potencial hidráulico, além
de uma seção de fiscalização e cadastro
20
.
2.2 Constituição Federal
De acordo com a Constituição Federal de 1988, estão entre os bens da União, os lagos,
rios e quaisquer correntes de água em terrenos de seu domínio ou que banhem mais de
um Estado, sirvam de limites com outros paises, ou se estendam a território estrangeiro
ou dele provenham, bem como os terrenos marginais, as praias fluviais e os potenciais
de energia hidráulica
21
. Incluem-se entre os bens dos Estados as águas superficiais ou
subterrâneas, fluentes, emergentes e em depósito, ressalvadas, neste caso, na forma da
lei, as decorrentes de obras da União
22
.
À União compete explorar, diretamente ou mediante autorização, concessão ou
permissão, os serviços e instalações de energia elétrica e o aproveitamento energético
dos cursos d’água, em articulação com os Estados onde se situam os potenciais
hidroenergéticos, ficando isento de autorização ou concessão o aproveitamento do
“potencial de energia renovável de capacidade reduzida”
23
.
2.3 Legislação federal de recursos hídricos pertinente
A Lei nº 9.433, de 08 de janeiro de 1997, institui a Política Nacional de Recursos
Hídricos e cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos. Dentre os
usos sujeitos à outorga de direito de uso de recursos hídricos, enumera o aproveitamento
dos potenciais hidrelétricos e outros usos que alterem o regime, a quantidade ou a
qualidade da água existente em um corpo de água
24
.
A mesma Lei nº 9.433/97, estabelece que toda outorga estará condicionada às
prioridades de uso estabelecidas nos Planos de Recursos Hídricos, respeitando a classe
em que o corpo de água estiver enquadrado, e à manutenção de condições adequadas ao
transporte aquaviário, quando for o caso, devendo sempre preservar o uso múltiplo da
água
25
. A outorga efetivar-se-á por ato da autoridade competente do Poder Executivo
Federal, dos Estados ou do Distrito Federal, podendo o Poder Executivo Federal delegar
aos Estados e ao Distrito Federal competência para conceder outorga de direito de uso
de recurso hídrico de domínio da União
26
.
A outorga e a utilização de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica
estará subordinada ao Plano Nacional de Recursos Hídricos. Enquanto não estiver
18
Decreto nº 24.643/64 – Art. 193.
19
Decreto nº 24.643/64 – Art. 191.
20
Decreto nº 24.643/64 – Art. 192.
21
Constituição Federal - Art. 20
22
Constituição Federal - Art. 26
23
Constituição Federal - Arts. 21 e 176 (§4
o
)
24
Lei nº 9.433/97 – Art. 12.
25
Lei nº 9.433/97 – Art. 13.
26
Lei nº 9.433/97 – Art. 14.
6
aprovado e regulamentado o Plano Nacional de Recursos Hídricos, a utilização dos
potenciais hidráulicos para fins de geração de energia elétrica continuará subordinada à
disciplina da legislação setorial específica
27
.
No tocante à operação dos reservatórios integrantes do sistema elétrico, a grande
interface entre este setor usuário e a legislação de Recursos Hídricos, além da garantia
de atendimento aos múltiplos usos da água, reside no fato de que é um dos objetivos da
Política Nacional a “prevenção e a defesa contra eventos hidrológicos críticos de origem
natural ou decorrentes do uso inadequado dos recursos naturais”
28
. Dessa forma, os
reservatórios do setor elétrico prestam, historicamente, relevante serviço à sociedade ao
atuar no controle de cheias naturais. Com relação à expansão do setor elétrico vale
ressaltar que a Lei 9.433/97 define que é competência do Conselho Nacional de
Recursos Hídricos “deliberar sobre os projetos de aproveitamento de recursos hídricos
cujas repercussões extrapolem o âmbito dos Estados em que serão implantados”
29
.
Em relação à participação da União nos Comitês de Bacia Hidrográfica com área de
atuação restrita a bacias de rios sob domínio estadual, a lei orienta que esta se dará “na
forma estabelecida nos respectivos regimentos”
30
. Tendo em vista a relevância deste
assunto em casos onde há a existência ou a previsão de instalação de usinas hidrelétricas,
face à prerrogativa constitucional sobre a concessão para a exploração de potenciais
hidráulicos, recomenda-se atentar para necessidade de uma participação ativa da União
quando da elaboração do regimento do Comitê.
A Lei nº 9.984, de 17 de julho de 2000, estabelece que compete a Agência Nacional de
Águas – ANA, na interface com o setor elétrico, entre outras
31
:
• outorgar, por intermédio de autorização, o direito de uso de recursos
hídricos em corpos de água de domínio da União;
• fiscalizar os usos de recursos hídricos nos corpos de água de domínio da
União;
• definir e fiscalizar as condições de operação de reservatórios por agentes
públicos e privados, visando a garantir o uso múltiplo dos recursos
hídricos, conforme estabelecido nos planos de recursos hídricos das
respectivas bacias hidrográficas. A definição das condições de operação
de reservatórios de aproveitamentos hidrelétricos será efetuada em
articulação com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS;
• promover a coordenação das atividades desenvolvidas no âmbito da rede
hidrometeorológica nacional, em articulação com órgãos e entidades
públicas ou privadas que a integram, ou que dela sejam usuárias;
• organizar, implantar e gerir o Sistema Nacional de Informações sobre
Recursos Hídricos.
Nas outorgas de direito de uso de recursos hídricos de domínio da União, incluindo os
aproveitamentos hidrelétricos, serão respeitados os seguintes limites de prazos, contados
da data de publicação dos respectivos atos administrativos de autorização
32
:
27
Lei nº 9.433/97 – Arts. 12 (§2
o
) e 52.
28
Lei nº 9.433/97 – Art. 2
o
, inciso III.
29
Lei nº 9.433/97 – Art. 35, inciso III.
30
Lei nº 9.433/97 – Art. 39 (§4
o
)
31
Lei nº 9.984/00 – Art. 4º.
32
Lei nº 9.984/00 – Art. 5º.
7
• até dois anos, para início da implantação do empreendimento objeto da
outorga;
• até seis anos, para conclusão da implantação do empreendimento
projetado;
• até trinta e cinco anos, para vigência da outorga de direito de uso.
As outorgas de direito de uso de recursos hídricos para concessionárias e autorizadas de
serviços públicos e de geração de energia hidrelétrica vigorarão por prazos coincidentes
com os dos correspondentes contratos de concessão ou atos administrativos de
autorização. Os prazos para início e para conclusão da implantação do empreendimento
projetado poderão ser ampliados quando o porte e a importância social e econômica do
empreendimento o justificar, ouvido o Conselho Nacional de Recursos Hídricos. O
prazo de vigência a outorga poderá ser prorrogado pela ANA, respeitando-se as
prioridades estabelecidas nos Planos de Recursos Hídricos.
A Lei nº 9.984/2000 determina que para licitar a concessão ou autorizar o uso de
potencial de energia hidráulica em corpo de água de domínio da União, a Agência
Nacional de Energia Elétrica - ANEEL deverá promover, junto à ANA, a prévia
obtenção de declaração de reserva de disponibilidade hídrica
33
. Quando o potencial
hidráulico localizar-se em corpo de água de domínio dos Estados ou do Distrito Federal,
a declaração de reserva de disponibilidade hídrica será obtida em articulação com a
respectiva entidade gestora de recursos hídricos.
A declaração de reserva de disponibilidade hídrica será transformada, automaticamente,
pelo respectivo poder outorgante, em outorga de direito de uso de recursos hídricos à
instituição ou empresa que receber da ANEEL a concessão ou a autorização de uso do
potencial de energia hidráulica
34
.
A Resolução nº 16 do Conselho Nacional de Recursos Hídricos - CNRH, de 8 de maio
de 2001, que estabelece diretrizes gerais para outorga de direito de uso de recursos
hídricos, também define que a ANEEL deverá obter a declaração de reserva de
disponibilidade hídrica para licitar a concessão ou autorizar o uso do potencial de
energia hidráulica, e que esta declaração será transformada em outorga de direito de uso
de recursos hídricos
35
. Adicionalmente, a Resolução nº 37 do CNRH, de 26 de março de
2004, estabelece diretrizes mais específicas para a outorga de recursos hídricos para a
implantação de barragens em corpos de água de domínio dos Estados, do Distrito
Federal ou da União. Para efeito de aplicação da resolução, define:
• vazão de restrição: vazão que expressa os limites estabelecidos para que haja
o atendimento satisfatório aos múltiplos usos dos recursos hídricos e que
orienta a operação do reservatório;
• plano de contingência: conjunto de ações e procedimentos que define as
medidas que visam a continuidade do atendimento aos usos múltiplos
outorgados, observando as vazões de restrição;
• plano de ação de emergência: documento que contém os procedimentos para
atuação em situações de emergência, bem como os mapas de inundação com
33
Lei nº 9.984/00 – Art. 7º.
34
Lei nº 9.984/00 – Art. 7º.
35
Resolução CNRH nº 16 – Art. 11º.
8
indicação do alcance de ondas de cheia e respectivos tempos de chegada,
resultantes da ruptura da barragem;
• manifestação setorial: ato administrativo emitido pelo setor governamental
competente.
A resolução nº 37 do CNRH destaca ainda que o interessado, na fase inicial de
planejamento do empreendimento, deverá solicitar à respectiva autoridade outorgante a
relação de documentos e o conteúdo dos estudos técnicos exigíveis para análise do
correspondente requerimento de outorga de recursos hídricos e que a autoridade
outorgante definirá o conteúdo dos estudos técnicos, considerando as fases de
planejamento, projeto, construção e operação do empreendimento, formulando termo de
referência que considere as características hidrológicas da bacia hidrográfica, porte da
barragem, a finalidade da obra e do uso do recurso hídrico. A autoridade outorgante
indicará ao interessado a necessidade e o momento da apresentação de documentos
como, por exemplo, licenças ambientais, manifestações setoriais e planos de ação de
emergência do empreendimento
36
. Ressalta-se que a ausência da manifestação setorial,
devidamente justificada, não poderá constituir impeditivo para o encaminhamento do
requerimento e análise de outorga de recursos hídricos, cabendo à autoridade outorgante
adotar medidas que forem adequadas para a continuidade da tramitação do processo
37
.
As regras de operação dos reservatórios, o plano de ação de emergência e o plano de
contingência poderão ser reavaliados pela autoridade outorgante, e mais
especificamente pela ANA no que lhe couber, considerando-se os usos múltiplos, os
riscos decorrentes de acidentes e os eventos hidrológicos críticos
38
. Além disso, a
resolução dispõe que o usuário deverá implantar e manter monitoramento do
reservatório (montante e jusante), encaminhando à autoridade outorgante os dados
observados ou medidos, na forma definida no ato de outorga
39
.
A Resolução ANA nº 131, de 11 de março de 2003, dispõe sobre procedimentos
referentes à emissão de declaração de reserva de disponibilidade hídrica e de outorga de
direito de uso de recursos hídricos, para uso de potencial de energia hidráulica superior
a 1 MW em corpo de água de domínio da União. Esta Resolução lista os documentos
que a ANEEL deverá encaminhar à ANA para obtenção da referida declaração
40
, limita
o seu prazo de validade em até 3 anos, o qual pode ser renovado por igual período
41
e
dispensa os detentores de concessão e de autorização de uso de potencial de energia
hidráulica, expedidas até 11 de março de 2003, da solicitação de outorga de direito de
uso de recursos hídricos
42
.
Finalizando, no tocante à regulamentação do uso múltiplo dos reservatórios do setor
elétrico, vale a pena citar o decreto nº 4.895, de 25 de novembro de 2003, que dispõe
sobre a autorização de uso de espaços físicos de corpos d’água de domínio da União
para fins de aqüicultura, incluindo os reservatórios de companhias hidroelétricas
43
.
36
Resolução CNRH nº 37 – Art. 3º.
37
Resolução CNRH nº 37 – Art. 4º.
38
Resolução CNRH nº 37 – Art. 6º.
39
Resolução CNRH nº 37 – Art. 7º.
40
Resolução ANA nº 131 – Art. 1º.
41
Resolução ANA nº 131 – Art. 5º.
42
Resolução ANA nº 131 – Art. 7º.
43
Decreto nº 4.895– Art. 3º, inciso III.
9
2.4 Legislação ambiental pertinente
A Lei nº 6.938, de 31 de agosto de 1981 instituiu a Política Nacional de Meio Ambiente,
seus fins e mecanismos de formulação e aplicação, constituiu o Sistema Nacional do
Meio Ambiente - SISNAMA e instituiu o Cadastro Técnico Federal de Atividades e
Instrumentos de Defesa Ambiental.
Esta Lei estabeleceu, dentre os instrumentos desta Política
44
:
• o estabelecimento de padrões de qualidade ambiental;
• o zoneamento ambiental;
• a avaliação de impactos ambientais;
• o licenciamento e a revisão de atividades efetiva ou potencialmente
poluidoras.
Esta Lei estabelece que a construção, instalação, ampliação e funcionamento de
estabelecimentos e atividades utilizadoras de recursos ambientais, considerados efetiva
e potencialmente poluidores, bem como os capazes, sob qualquer forma, de causar
degradação ambiental, dependerão de prévio licenciamento de órgão estadual
competente, integrante do Sistema Nacional do Meio Ambiente - SISNAMA, e do
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis - IBAMA, em
caráter supletivo, sem prejuízo de outras licenças exigíveis. Já no caso de atividades e
obras com significativo impacto ambiental, de âmbito nacional ou regional, o
licenciamento compete ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais
Renováveis – IBAMA.
45
A Resolução CONAMA nº 001, de 23 de janeiro de 1986, estabelece as
responsabilidades, os critérios básicos e as diretrizes gerais para uso e implementação
da Avaliação de Impacto Ambiental como um dos instrumentos da Política Nacional do
Meio Ambiente. Esta resolução define que o licenciamento de atividades modificadoras
do meio ambiente, tais como usinas de geração de eletricidade, qualquer que seja a fonte
de energia primária, acima de 10 MW
46
, dependerá de elaboração de estudo de impacto
ambiental - EIA e respectivo relatório de impacto ambiental - RIMA, a serem
submetidos à aprovação do órgão competente.
A Resolução CONAMA nº 006, de 16 de setembro de 1987, edita regras gerais para o
licenciamento ambiental de obras de grande porte, especialmente aquelas nas quais a
União tenha interesse relevante, como a geração de energia elétrica, no intuito de
harmonizar conceitos e linguagem entre os diversos intervenientes no processo. A
seguir apresenta-se uma descrição das licenças ambientais necessárias nas várias etapas
de implantação de novos empreendimentos hidrelétricos
47
:
• Licença Prévia (LP) – expedida na fase preliminar do planejamento da
atividade, contendo requisitos básicos a serem atendidos nas fases de
localização, instalação e operação, observados os planos municipais,
estaduais ou federais de uso do solo;
44
Lei nº 6938/81 – Art. 9º, incisos I a IV.
45
Lei nº 6938/81 – Art. 10º.
46
Resolução CONAMA 001/86 – Art. 2º
47
Resolução CONAMA 006/87 – Art. 4º
10
• Licença de Instalação (LI) - visa autorizar o início da construção de acordo
com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados,
incluindo as medidas de controle ambiental, e demais condicionantes;
• Licença de Operação (LO) - autoriza a operação do empreendimento, após a
verificação do efetivo cumprimento do que consta das licenças anteriores,
com as medidas de controle ambiental e condicionantes determinadas para a
operação. Desta forma, a concessão da LO vai depender do cumprimento
daquilo que foi examinado e deferido nas fases de LP e LI.
As licenças ambientais poderão ser expedidas isolada ou sucessivamente, de acordo
com a natureza, as características e fase do empreendimento ou atividade.
O EIA e o RIMA são o suporte para a concessão da Licença Prévia e devem ser
elaborados na fase preliminar do planejamento do empreendimento, contendo os
requisitos básicos ou essenciais, orientações, recomendações e limitações que deverão
ser atendidas nas etapas de planejamento, instalação e operação do empreendimento. O
projeto definitivo deverá atender às recomendações contidas no EIA/RIMA.
A Resolução CONAMA 237/97 altera a Resolução 001/86, dispondo sobre o
licenciamento ambiental. Esta resolução traz, dentre outros tópicos relevantes, a lista de
empreendimentos sujeitos ao licenciamento ambiental, ratificando que o licenciamento
dependerá de EIA/RIMA, para os empreendimentos capazes de causar degradação
ambiental, e estudos ambientais pertinentes, para os não potencialmente causadores de
degradação. Além disso, define não só as competências dos órgãos ambientais das
diversas esferas federativas, mas também que os empreendimentos serão licenciados em
um único nível de competência.
Diante da crise de energia elétrica no ano de 2001 e atendendo, em especial, à demanda
por celeridade no processo de licenciamento ambiental de Pequenas Centrais
Hidrelétricas - PCH, a Resolução CONAMA 279/01 veio estabelecer procedimentos
para o “licenciamento ambiental simplificado” de empreendimentos elétricos com
pequeno potencial de impacto ambiental.
A resolução nº 15 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, de 22 de
novembro de 2002, criou um Grupo de Trabalho para propor procedimentos e
mecanismos visando assegurar que todos os empreendimentos destinados à expansão da
oferta de energia elétrica disponham da Licença Prévia Ambiental, como condição para
serem autorizados ou licitados, a partir de 2004.
Por fim, cumpre destacar que além destes instrumentos legais e normativos de caráter
geral, no desenvolvimento dos estudos e projetos do setor elétrico deve ser
especialmente considerada a legislação ambiental, nos níveis federal, estadual e
municipal, tanto para licenciamento ambiental como para os diversos temas específicos
relativos ao meio físico, biótico ou sócio-econômico, tratados nos estudos ambientais.
11
2.5 Legislação setorial específica
2.5.1 Evolução histórica da legislação setorial
Possivelmente a primeira grande iniciativa governamental para a organização e
modernização do Setor Elétrico no Brasil tenha sido a constituição das “Centrais
Elétricas Brasileiras S. A.” – ELETROBRÁS, através da Lei nº 3.890-A, de 25 de abril
de 1961. Concentrando nesta empresa e em suas subsidiárias a realização de estudos,
projetos, construção e operação de usinas produtoras e linhas de transmissão e
distribuição de energia elétrica em todo o país, criava-se uma estrutura centralizada
responsável pela Operação do Sistema Elétrico e pelo Planejamento de sua Expansão,
uma vez que a Lei previa a existência de um “Plano Nacional de Eletrificação”, e, até a
aprovação deste, a ELETROBRÁS, empresa de economia mista sob o comando estatal,
estava encarregada de executar empreendimentos com o objetivo de reduzir a falta de
energia elétrica nas regiões em que a demanda efetiva ultrapassasse as disponibilidades
da capacidade firme dos sistemas existentes, ou estivesse em vias de ultrapassá-la
48
.
Durante mais de três décadas a ELETROBRÁS assumiu o papel de alavancar a
expansão da infra-estrutura elétrica do país através das mãos estatais. Foram criados o
Grupo Coordenador do Planejamento dos Sistemas - GCPS e o Grupo Coordenador da
Operação Interligada – GCOI para cumprirem, de forma articulada entre si e com os
diversos agentes de geração, transmissão e distribuição regionais, a missão de manter o
equilíbrio entre oferta e demanda de energia no país.
Entretanto, o quadro do setor começa a mudar a partir da década de 90, com o
reconhecimento da queda da capacidade de investimento estatal na infra-estrutura
elétrica do país e as evidências de que a expansão da oferta de energia não mais
conseguia acompanhar o ritmo acelerado de evolução da demanda. Desta forma, a
solução encontrada na época apontava para a necessidade de buscar os investimentos
necessários na iniciativa privada, iniciando o processo de desestatização (ver Lei n
o
8.031, de 12 de abril de 1990). A inclusão das empresas estatais de eletricidade no
“Programa Nacional de Desestatização” e o conseqüente impedimento legal de
investimento, por parte dessas empresas, é apontada por especialistas como uma das
principais causas da crise de expansão da oferta no país, que culminou com o
racionamento de energia elétrica no ano de 2001.
A Lei n
o
8.987, de 13 de fevereiro de 1995, dispõe sobre o regime de concessão e
permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição Federal,
dentre os quais se enquadram os serviços de geração de energia elétrica, através da
exploração do potencial de energia hidráulica. Traz vários conceitos importantes, dentre
os quais “concessão de serviço público” (precedida ou não da execução de obra pública)
e “permissão de serviço público”. Ambas tratam da delegação de prestação de serviço,
feita pelo poder concedente por meio de licitação, por conta e risco do interessado que
demonstre capacidade para seu desempenho, mas diferenças residem no fato de que a
concessão é dada à pessoa jurídica ou consórcio de empresas por prazo determinado, ao
passo que a permissão pode ser dada à pessoa física também, mas a título precário (sem
prazo determinado)
49
.
48
Lei nº 3.890/61 – Art. 2º.
49
Lei nº 8.987/95 – Art. 2º.
12
No tocante ao ato licitatório, a Lei n
o
8.987/95 é taxativa ao afirmar que os estudos,
investigações, levantamentos, projetos, obras e despesas ou investimentos já efetuados,
vinculados à concessão, de utilidade para a licitação, realizados pelo poder concedente
ou com a sua autorização, estarão à disposição dos interessados, devendo o vencedor da
licitação ressarcir os dispêndios correspondentes, especificados no edital. Complementa
dizendo que é assegurada a qualquer pessoa a obtenção de certidão sobre atos, contratos,
decisões ou pareceres relativos à licitação ou às próprias concessões
50
.
A Lei n
o
9.074, de 7 de julho de 1995, veio complementar a Lei n
o
8.987/95,
estabelecendo dentre outras disposições, normas para outorga e prorrogações das
concessões, permissões e autorizações de exploração de aproveitamento energético dos
cursos de água
51
. Adicionalmente, determina que “as concessões de geração de energia
elétrica anteriores a 11 de dezembro de 2003 terão o prazo necessário à amortização dos
investimentos, limitado a 35 (trinta e cinco) anos, contado da data de assinatura do
imprescindível contrato, podendo ser prorrogado por até 20 (vinte) anos, a critério do
Poder Concedente, observadas as condições estabelecidas nos contratos”
52
. Destaca-se,
explicitamente, a necessidade de observação do poder concedente das seguintes
determinações, dentre outras
53
: garantia da continuidade na prestação dos serviços
públicos; atendimento abrangente ao mercado, sem exclusão das populações de baixa
renda e das áreas de baixa densidade populacional inclusive as rurais (entendida como a
“Universalização dos Serviços”, traduzida atualmente sob a forma do Programa “Luz
para Todos”, sob responsabilidade da Eletrobrás); e, em especial, uso racional dos bens
coletivos, inclusive os recursos naturais.
Os aproveitamentos de potenciais hidráulicos objeto de concessão, mediante licitação,
são aqueles
54
:
• com potência superior a 1 MW, destinados à execução de serviço
público ou à produção independente de energia elétrica,
• com potência superior a 10 MW, destinados ao uso exclusivo de
autoprodutor.
Os aproveitamentos objeto de autorização são aqueles com potência superior a 1 MW e
igual ou inferior a 30 MW destinados à produção independente ou autoprodução,
mantidas as características de pequena central hidrelétrica
55
. As características de
pequena central hidrelétrica - PCH são definidas na resolução ANEEL nº 652, de 09 de
dezembro de 2003. Esta resolução estabelece que se enquadram como PCH os
empreendimentos com potência superior a 1 MW e igual ou inferior a 30 MW, com área
total de reservatório igual ou inferior a 3 Km
2
.
Os aproveitamentos com potência igual ou inferior a 1MW estão dispensados de
concessão, permissão ou autorização, devendo apenas ser comunicados ao poder
concedente
56
.
50
Lei nº 8.987/95 – Arts 21 e 22.
51
Lei nº 9.074/95 – Art. 1º, inciso V
52
Lei nº 9.074/95 – Art. 4º, parágrafo 2
o
, com redação dada pela Lei nº 10.848/2004.
53
Lei nº 9.074/95 – Art. 3º.
54
Lei nº 9.074/95 – Art. 5º.
55
Lei nº 9.468/98 – Art. 4º (nova redação do art. 26 da Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996).
56
Lei nº 9.074/95 – Art. 8º.
13
Nenhum aproveitamento hidrelétrico pode ser licitado sem a definição
do ”aproveitamento ótimo” pelo poder concedente, podendo ser atribuída ao licitante
vencedor a responsabilidade pelo desenvolvimento dos projetos básicos e executivo.
Considera-se “aproveitamento ótimo” todo potencial definido em sua concepção global
pelo melhor eixo do barramento, arranjo físico geral, níveis d’água operativos,
reservatório e potência, integrante da alternativa escolhida para divisão de quedas de
uma bacia hidrográfica
57
. A definição do aproveitamento ótimo de potenciais
hidrelétricos das bacias hidrográficas, cuja responsabilidade originalmente era de da
ANEEL
58
, passa a ser da Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE
59
.
A Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, instituiu a Agência Nacional de Energia
Elétrica – ANEEL, com funções de regulação e fiscalização, e disciplinou o regime de
concessões de serviços públicos de energia elétrica.
A Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, altera uma série de dispositivos de leis
anteriores relacionadas ao setor elétrico e autoriza o Poder Executivo a promover a
reestruturação da Centrais Elétricas Brasileiras - ELETROBRÁS e de suas subsidiárias
de forma a se adaptar ao novo quadro institucional.
Além disso, a Lei nº 9.648/98 estabelece que as atividades de coordenação e controle da
operação da geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados passam
a ser executadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS, pessoa jurídica de
direito privado, mediante autorização da ANEEL.
No caso de concessão para exploração de usinas com potência superior a 30 MW, a Lei
nº 9.074/95, estabelece que o Relatório Final do Estudo de Viabilidade pode constituir a
base técnica para a licitação da concessão de projetos de geração de energia
hidrelétrica
60
.
O Decreto nº 2.335, de 6 de outubro de 1997, constitui a ANEEL e elege, dentre suas
atribuições, a emissão de outorgas de direito de uso de recursos hídricos para fins de
aproveitamento de potenciais de energia hidráulica, em harmonia com a Política
Nacional de Recursos Hídricos
61
. Com Lei 9984/00 esta atribuição deixou de pertencer
a ANEEL, que ficou responsável por solicitar a Declaração de Reserva de
Disponibilidade Hídrica a ANA.
A Resolução ANEEL nº 393, de 04 de dezembro de 1998, estabelece os procedimentos
gerais para registro e aprovação dos Estudos de Inventário Hidrelétrico de bacias
hidrográficas e a Resolução ANEEL nº 398, de 21 de setembro 2001, estabelece os
requisitos gerais para apresentação dos estudos e as condições e os critérios específicos
para análise e comparação de Estudos de Inventários Hidrelétricos, visando a seleção no
caso de estudos concorrentes.
Entre os procedimentos especificados na Resolução ANEEL nº 393, de 1998, consta
que os titulares de registro de estudos de inventário deverão formalizar consulta aos
57
Lei nº 9.074/95 – Art. 5º.
58
Lei nº 9.427/96 – Art. 3º, revogado pela Lei 10.848/2004.
59
Lei 10.847/2004 – Art. 4º
60
Lei nº 9.074/95 – Art. 5º.
61
Decreto 2.335/97 – Art. 4º.
14
órgãos ambientais para definição dos estudos relativos aos aspectos ambientais e aos
órgãos responsáveis pela gestão dos recursos hídricos, nos níveis Estadual e Federal,
com vistas a definição do aproveitamento ótimo e da garantia do uso múltiplo dos
recursos hídricos
62
.
A resolução ANEEL nº 395, de 04 de dezembro de 1998, estabelece os procedimentos
gerais para Registro e Aprovação de Estudos de Viabilidade e Projeto Básico de
empreendimentos de geração hidrelétrica, assim como para a autorização para
exploração de centrais hidrelétricas até 30 MW. Na avaliação dos estudos de
viabilidade e de projeto básico, será considerada a articulação com os órgãos ambientais
e de gestão de recursos hídricos, nos níveis Federal e Estadual, bem como outras
instituições com interesse direto no empreendimento, quando for o caso, visando a
definição do aproveitamento ótimo e preservando o uso múltiplo
63
.
A crise de energia elétrica no país motivou a criação da Câmara de Gestão da Crise de
Energia Elétrica (GCE) através de Decreto presidencial de 15 de maio de 2001, e de sua
sucessora, a Câmara de Gestão do Setor Elétrico (CGSE). O Comitê de Revitalização do
Modelo do Setor Elétrico, subordinado a essas Câmaras, executou importantes trabalhos,
como os resultantes do grupo de trabalho “Revisão dos Certificados de Energia
Assegurada”, que foi criado tendo como principal atribuição definir metodologia de
cálculo e regras para as revisões das energias asseguradas, especialmente no que tange
ao tratamento a ser dado a eventos externos ao setor, por exemplo, novas restrições
quanto ao uso da água, que resultou na nota técnica "Metodologia de cálculo da energia
firme de sistemas hidrelétricos levando em consideração usos múltiplos da água".
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 dispõe sobre a expansão da oferta de energia
elétrica emergencial e a universalização do serviço público de energia elétrica, além de
criar o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa) e a
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE).
A Resolução nº 005 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, de 21 de
julho de 2003, aprovou as diretrizes básicas para a implementação do Novo Modelo do
Setor Elétrico, reconhecendo que o modelo até então vigente não havia obtido
resultados favoráveis no tocante à modicidade tarifária, à continuidade e à qualidade da
prestação dos serviços prestados, mencionando a crise de abastecimento enfrentada no
período 2001/2002. Dentre as principais ações, o documento destacou a necessidade
premente de “Restauração do Planejamento da Expansão do Sistema”.
Como resultado dos esforços na busca pelo novo modelo do setor elétrico, a resolução
nº 9 do CNPE, de 10 de dezembro de 2003, aprovou o relatório conclusivo e a proposta
de encaminhamento das medidas legais pertinentes e necessárias para a implementação
do novo modelo, destacando que a formulação das propostas apresentadas contemplou
os “aspectos de natureza estratégica, ambiental, regulatória, macroeconômica e legal”.
A Resolução nº 16 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, de 22 de
novembro de 2002, determinou que o Ministério de Minas e Energia adotasse
providências imediatas para a criação de um órgão de apoio às atividades de
planejamento do setor elétrico, preliminarmente chamado de Centro de Estudos e
62
Resolução ANEEL nº 393/98 – Art. 13.
63
Resolução ANEEL nº 395/98 – Art. 12
15
Planejamento Energético - CEPEN. Cerca de 1 ano e meio depois, a Lei nº 10.847, de
15 de março de 2004, autoriza a criação da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, que
tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar
o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e
seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética,
dentre outras
64
. Entre suas competências incluem-se
65
:
• realizar estudos e projeções da matriz energética brasileira;
• elaborar e publicar o balanço energético nacional;
• identificar e quantificar os potenciais de recursos energéticos;
• dar suporte e participar das articulações relativas ao aproveitamento
energético de rios compartilhados com países limítrofes;
• realizar estudos para a determinação dos aproveitamentos ótimos dos
potenciais hidráulicos;
• obter a licença prévia ambiental e a declaração de disponibilidade hídrica
necessárias às licitações envolvendo empreendimentos de geração
hidrelétrica e de transmissão de energia elétrica, selecionados pela EPE;
• elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de
expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e
longo prazos;
• desenvolver estudos de impacto social, viabilidade técnico-econômica e
sócio-ambiental para os empreendimentos de energia elétrica e de fontes
renováveis;
• efetuar o acompanhamento da execução de projetos e estudos de
viabilidade realizados por agentes interessados e devidamente
autorizados;
• desenvolver estudos para avaliar e incrementar a utilização de energia
proveniente de fontes renováveis;
• promover estudos e produzir informações para subsidiar planos e
programas de desenvolvimento energético ambientalmente sustentável,
inclusive, de eficiência energética.
No parágrafo único deste artigo, a Lei estabelece que “os estudos e pesquisas
desenvolvidos pela EPE subsidiarão a formulação, o planejamento e a implementação
de ações do Ministério de Minas e Energia, no âmbito da política energética nacional”.
Os esforços no sentido de mudança do modelo vigente para o setor elétrico culminaram
com a publicação da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004, que versa sobre a
comercialização de energia elétrica no país, criando a Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica - CCEE, pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, sob
autorização do Poder Concedente e regulação e fiscalização pela Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL, com a finalidade de viabilizar a comercialização.
Por fim, como o ato mais recente a respeito do Planejamento do Setor Elétrico, destaca-
se a Resolução nº 001/2004 do Conselho Nacional de Política Energética – CNPE, de
17 de novembro de 2004, que define que o critério geral de garantia de suprimento
aplicável aos estudos de expansão da oferta e do planejamento da operação do sistema
64
Lei nº 10.847/04 – Art. 2º.
65
Lei nº 10.847/04 – Art. 4º.
16
interligado seja baseado no risco explícito da insuficiência da oferta de energia em cada
um dos subsistemas, fixando seu limite máximo em 5%. Adicionalmente, a resolução
trata do cálculo das garantias físicas de energia e potências de um empreendimento de
geração de energia elétrica, base para a elaboração dos contratos de fornecimento de
energia, estabelecendo que os modelos utilizados neste procedimento adotem o mesmo
risco de 5%.
2.5.2 Financiamento do Setor Elétrico e Reversão para Compensação pelo Uso
dos Recursos Hídricos
Com o intuito de fornecer uma visão geral do intrincado fluxo financeiro do Setor, são
discriminados na seqüência os principais encargos assumidos pelos agentes de geração
que são os seguintes:
• Contribuição para a Reserva Global de Reversão – RGR;
• Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH);
• Pagamento pela utilização de recursos hídricos;
• Rateio da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC;
• Contribuição à Conta de Desenvolvimento Energético – CDE;
• Contribuição ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA e;
• Taxa de Fiscalização dos Serviços de Energia Elétrica.
A Lei nº 5.655, de 20 de maio de 1971, que dispõe sobre a remuneração legal do
investimento dos concessionários de serviços públicos de energia elétrica, cria a
Reserva Global de Reversão – RGR, com a finalidade de prover recursos para os casos
de reversão e encampação de serviços de energia elétrica. A quota de reversão de 3%
(três por cento) é calculada sobre o valor do investimento e computada como
componente do curso do serviço, sendo o fundo criado administrado pelas Centrais
Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS
66
.
A RGR deve ser utilizada inclusive para a concessão de financiamento, mediante
projetos específicos de investimento para instalações de produção a partir de fontes
alternativas (inclusive pequenas centrais hidrelétricas), além de estudos e pesquisas de
planejamento da expansão do sistema energético, como os de inventário e viabilidade de
aproveitamento de potenciais hidráulicos, seja mediante projetos específicos de
investimento, seja por intermédio do Ministério de Minas e Energia (ao qual se
destinam 3% da RGR)
67
. A Lei n
o
8.631, de 04 de março de 1993, dispõe sobre a
fixação dos níveis das tarifas para o serviço público de energia elétrica, extinguindo o
regime de remuneração garantida e fornecendo nova redação a alguns artigos da lei
5.655/71 no que tange à RGR
68
.
A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos (CFURH), de que
trata a Lei n
o
7.990, de 28 de dezembro de 1989, é o valor que agentes de geração
pagam pela utilização dos recursos hídricos para exploração de potencial hidráulico para
produção de energia elétrica, correspondendo a 6,75 % do valor da energia elétrica
66
Lei nº 5.655/71 – Art. 4º.
67
Lei nº 5.655/71 – Art. 4º, parágrafo 4º com a redação dada pela lei 10.438/02 e parágrafo 6º, com a
redação dada pela Lei nº10.848/04.
68
Lei nº 8.631/93– Art. 9º.
17
produzida, calculado utilizando uma taxa de referência. Pequenas Centrais Hidrelétricas
– PCH estão dispensadas deste pagamento
69
.
Os recursos correspondentes ao percentual de 6% são destinados aos municípios
atingidos pelas barragens e aos Estados onde se localizam as represas, na proporção de
45%, para cada um; cabendo a União os 10% restantes, o qual é dividido entre o
Ministério do Meio Ambiente (3%); o Ministério de Minas e Energia (3%) e para o
Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (4%), administrado pelo
Ministério da Ciência e Tecnologia.
Os recursos correspondentes aos 0,75% constituem pagamento pelo uso de recursos
hídricos e são receitas da ANA para aplicação na implementação do Sistema Nacional
de Gerenciamento de Recursos Hídricos.
A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 criou a Conta de Desenvolvimento Energético –
CDE, visando o desenvolvimento energético dos Estados e a competitividade da energia
produzida a partir de fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás
natural e carvão mineral nacional, nas áreas atendidas pelos sistemas interligados,
promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional e
garantir recursos para atendimento à subvenção econômica destinada à modicidade da
tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da
Subclasse Residencial Baixa Renda
70
.
Os recursos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE são provenientes dos
pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, das multas aplicadas pela
ANEEL a concessionários, permissionários e autorizados e, a partir de 2003, das quotas
anuais pagas por todos os agentes que comercializem energia com consumidor final,
mediante encargo tarifário, incluído nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão ou de
distribuição
71
. A CDE deve ter a duração de 25 (vinte e cinco) anos, devendo ser
regulamentada pelo Poder Executivo e movimentada pela Eletrobrás.
Por fim, a Lei nº 9.427/1996, que instituiu a ANEEL, também definiu que sua principal
fonte de financiamento viria da cobrança de “Taxa de Fiscalização de Serviços de
Energia Elétrica”, equivalente a cinco décimos por cento do valor do benefício
econômico anual auferido pelas empresas, que é recolhida diretamente à ANEEL, em
duodécimos, e diferenciada em função da modalidade e proporcional ao porte do
serviço concedido, permitido ou autorizado
72
.
69
Lei nº 7.990/89 – Art. 4º, inciso I.
70
Lei nº 10.438/2002 – Art. 13, com redação dada pela Lei nº 10.762/2003. .
71
Lei nº 10.438/2002 – Art. 13, parágrafo 1
o
, com redação dada pela Lei nº 10.848/2004.
72
Lei nº 9.427/96 – Art. 12º.
18
3 PLANEJAMENTO DO SETOR ELÉTRICO.
3.1 Caracterização do Sistema Elétrico Brasileiro
O Brasil possui um sistema elétrico de grande porte baseado na utilização de energia
hidráulica. A razão de se ter priorizado a implantação de usinas hidrelétricas deve-se,
primordialmente, ao vasto potencial hidrelétrico existente no país e à competitividade
econômica que esta fonte apresenta. O parque termelétrico nacional tem caráter
complementar, destinando-se a melhorar a confiabilidade do sistema no caso de
ocorrência de eventos hidrológicos críticos, conforme se verificou no ano de 2001. Este
parque destina-se também ao atendimento localizado, caso ocorram restrições nos elos
de interligação, e ao atendimento a sistemas isolados, nos quais, ainda hoje, apresentam
papel preponderante. A tabela 3.1 apresenta a participação no contexto nacional,
prevista para dezembro de 2003, das diversas fontes de geração de energia elétrica hoje
já utilizadas.
Tabela 3.1. Capacidade Instalada em dezembro de 2003.
TIPO Quantidade Potência (MW) %
UHE
1
140 66.460,25 70,68 %
Térmicas 712 14.080,25 14,97 %
Térmicas Emergenciais 54 2.049,50 2,18 %
PCH
2
241 1.151,00 1,22 %
CGH
3
159 86,51 0,09 %
Nuclear 2 2.007,00 2,13 %
Eólica 9 22,03 0,02 %
Solar 1 0,02 0,00 %
Importação de outros países 8 8.170,00 8,69 %
SUBTOTAL 1.326 94.026,56 100,00%
Fonte: ANEEL, 2004a.
1
- UHE - Usina Hidrelétrica: Aproveitamentos com potência instalada superior a 30
MW ou com potência instalada inferior a 30 MW e que não se enquadram na condição
de PCH.
2
- PCH - Pequena Central Hidrelétrica: Aproveitamentos com potência instalada
superior a 1 MW e inferior a 30 MW e que possuem área inundada inferior a 3 km
2
.
3
- CGH - Central Geradora Hidrelétrica: Aproveitamentos com potência instalada
inferior a 1 MW.
A potência total de UHEs considera 6.300 MW referentes a parte brasileira de ITAIPU.
A potência proveniente de importação de outros países considera 5.600 MW da parte
paraguaia de ITAIPU (ANEEL, 2004a).
Observa-se a predominância hidrelétrica e a participação complementar de unidades
termelétricas convencionais. As demais fontes ainda apresentam participação apenas
residual.
19
A partir de 1990 houve um decréscimo na participação relativa da energia de origem
hidrelétrica, em virtude, principalmente, do advento do gás natural e dos incentivos à
co-geração. Destacam-se, nesta linha, a manutenção de um programa nuclear mínimo e
a implantação do gasoduto Brasil – Bolívia. A hidroeletricidade, entretanto, continua
sendo a fonte largamente dominante.
Cerca de 96% do sistema elétrico brasileiro é interligado, e está presente em todas as
regiões do Brasil. O restante é atendido através de sistemas isolados localizados
predominantemente nos Estados do Norte do país. A seguir a descrição destes sistemas.
3.1.1 Sistemas Isolados.
Os Sistemas Isolados Brasileiros, predominantemente térmicos, atendem a uma área de
45% do território e a cerca de 3% da população nacional, ou seja, a aproximadamente
1,2 milhão de consumidores (ELETROBRÁS, 2004b). Existem atualmente cerca de 300
sistemas isolados, destacando-se, os que atendem às capitais Manaus, Porto Velho,
Macapá, Boa Vista e Rio Branco (MME, 2002a). Nos sistemas de Manaus, Porto Velho,
Boa Vista e Macapá a geração de eletricidade provém de sistemas hidrotérmicos,
enquanto que em Rio Branco o suprimento é puramente termelétrico. A grande maioria
dos sistemas isolados do interior é suprida por unidades dieselétricas de pequeno porte,
embora existam, também, algumas pequenas centrais hidrelétricas – PCH, nos Estados
de Rondônia, Roraima e Mato Grosso.
O Grupo Técnico Operacional da Região Norte - GTON, é responsável pelo
Planejamento e Acompanhamento da Operação dos Sistemas Isolados da Região Norte,
coordenado pela Diretoria de Engenharia da ELETROBRÁS.
3.1.2 Sistema Interligado.
O Sistema Interligado Nacional – SIN é um sistema hidrotérmico de produção e
transmissão de energia elétrica com forte predominância de usinas hidrelétricas. O
Operador Nacional do Sistema - ONS tem como missão executar as atividades de
coordenação e controle da operação da geração e transmissão (ver Base Legal). Para
cumprimento de sua missão o ONS tem como atribuição o planejamento, a programação,
a supervisão e o controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais. O ONS
opera o SIN por delegação dos agentes (empresas de geração, transmissão e distribuição
de energia), seguindo regras, metodologias e critérios codificados nos Procedimentos de
Rede, aprovados pelos próprios agentes e homologados pela ANEEL.
A operação centralizada do SIN está embasada na interdependência operativa entre as
usinas, na interconexão dos sistemas elétricos e na integração dos recursos de geração e
transmissão no atendimento ao mercado. A utilização coordenada dos recursos
hidrelétricos e térmicos permite a maximização da disponibilidade e o aumento da
confiabilidade do suprimento de energia e, ao mesmo tempo, a redução de custos.
Uma importante peculiaridade do sistema brasileiro é a existência de reservatórios com
capacidade de regularização plurianual das vazões dos rios de maior potencial
hidrelétrico, onde alguns reservatórios podem estocar água para sua utilização até quatro
ou cinco anos a frente, atenuando bastante o efeito da variabilidade das afluências
naturais.
20
Essa característica acentua o amplo potencial de benefícios econômicos proporcionado
pela operação interligada no sistema elétrico brasileiro. Em regra geral, a interligação de
sistemas tem um efeito sinérgico, pois a capacidade combinada dos sistemas operando
em paralelo é superior à soma das capacidades individuais de cada um. Sistemas
interligados melhoram a confiabilidade do serviço, proporcionam ajuda mútua em casos
de emergência e favorecem a instalação de unidades maiores e mais econômicas.
A interligação de sistemas elétricos no Brasil tornou possível o aproveitamento da
diversidade hidrológica entre bacias vizinhas, graças à operação coordenada dos
reservatórios. Esta operação coordenada dos reservatórios e a progressiva ampliação da
malha de integração eletro-energética propiciaram a otimização da produção hidrelétrica,
a transferência de grandes blocos de energia entre regiões e a continuidade do
suprimento de eletricidade em momentos bastante críticos.
Na verdade, os intercâmbios de energia, a substituição de energia térmica por energia
hidráulica e outras formas de otimização energética dependem essencialmente dos
recursos de transmissão disponíveis. As linhas de transmissão viabilizam a otimização
do sistema e a garantia da máxima oferta de energia do conjunto das usinas.
Dependendo dos limites de transmissão entre áreas e regiões, a energia elétrica poderá
ser produzida preferencialmente onde houver maior abundância relativa de água.
O Sistema Interligado Nacional em agosto de 2004 possuía uma capacidade instalada de
77.321 MW (ONS, 2004). Em função de sua configuração e limitação de transmissão,
está dividido nos seguintes subsistemas: Sul, Sudeste / Centro-Oeste, Nordeste e Norte
(figura 3.1).
21
Figura 3.1. Subsistemas do SIN
O subsistema Sudeste/Centro-Oeste possui uma capacidade instalada total de
39.716MW, considerando 50% da capacidade instalada da UHE Itaipu (6.300 MW),
sendo 32.712 MW em usinas hidrelétricas, 4.997 MW em usinas termelétricas a óleo
combustível e gás natural, além das usinas nucleares de Angra I e Angra II que
totalizam 2.007 MW. O subsistema Sul possui uma capacidade instalada de 13.595 MW,
sendo 11.264 MW em usinas hidrelétricas e 2.331 MW em usinas termelétricas (ONS,
2004).
A interligação entre os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul permite um intercâmbio
de energia com característica sazonal, com fluxos no sentido Sudeste/Centro-Oeste no
período maio a novembro (seco) e no sentido Sul durante o período de dezembro a abril
(chuvoso).
O subsistema Nordeste tem uma capacidade instalada de 13.742 MW, sendo 10.748
MW em usinas hidrelétricas e 2.994 MW em usinas termelétricas (ONS, 2004). Devido
ao quase esgotamento do potencial hidrelétrico competitivo nessa região, prevê-se nos
próximos dez anos uma maior participação da geração termelétrica a gás natural nesse
subsistema, associada à expansão das interconexões elétricas com outros subsistemas,
principalmente com o subsistema Norte. Os pequenos aproveitamentos hidrelétricos e as
usinas eólicas são alternativas também previstas para serem implantadas na região nos
próximos anos. Nesta região hidrográfica, a UHE Três Marias, apesar de participar da
regularização de vazões na cascata do rio São Francisco, possui interligação elétrica
com o subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
22
O subsistema Norte apresenta uma capacidade instalada em agosto de 2004 de 5.770
MW, exclusivamente de usinas hidrelétricas, sendo 99% desse montante correspondente
à usina hidrelétrica de Tucuruí, que se encontra em ampliação. Esse sistema possui um
potencial hidrelétrico já inventariado de cerca de 51 GW, considerando apenas as bacias
do Tocantins/Araguaia, Xingu e Tapajós. É de se esperar, portanto, um maior
aproveitamento do potencial hidrelétrico dessas bacias hidrográficas nos próximos 10
anos, para o atendimento ao Sistema Interligado Brasileiro.
A interligação entre os Subsistemas Norte e Nordeste permite um intercâmbio de
energia com característica sazonal, com fluxos na direção Nordeste no primeiro
semestre do ano, aproveitando-se dos excedentes de água da Região Norte, que
possibilitam uma geração elevada de energia na UHE Tucuruí. No segundo semestre,
quando as vazões do Tocantins se reduzem e o reservatório da UHE Tucuruí apresenta
um deplecionamento acentuado, a Região Nordeste envia energia para a Região Norte,
invertendo-se o fluxo entre as regiões (ONS, 2004). Convém destacar que a UHE Serra
da Mesa (maior reservatório do SIN em volume útil), apesar de regularizar vazões para
toda a cascata do rio Tocantins, possui interligação elétrica com o subsistema
Sudeste/Centro-Oeste.
O subsistema Norte também se encontra interligado ao subsistema Sudeste/Centro-
Oeste por meio da Interligação Norte-Sul. Esta interligação aumentou a confiabilidade
da operação do Sistema Interligado e prevê-se sua ampliação após a entrada em
operação da segunda etapa da UHE Tucuruí, o que aumentará ainda mais os benefícios
advindos das interconexões regionais entre os diversos sistemas elétricos.
3.1.3 Perspectivas de expansão para os próximos anos.
Em relação ao uso da água para geração de energia elétrica, seu predomínio na matriz
energética nacional permanece muito significativo nos planos de expansão do setor.
Entretanto, para os próximos anos estima-se uma maior participação da geração
termelétrica no atendimento do mercado de energia elétrica, motivada pela
disponibilidade do gás natural (combustível consideravelmente mais competitivo do que
os derivados do petróleo) e por incentivos à prática da co-geração, e de outras fontes
alternativas através do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Geração de
Energia Elétrica – PROINFA
O PROINFA tem como objetivo a diversificação da matriz energética brasileira e a
busca por soluções de cunho regional com a utilização de fontes renováveis de energia,
mediante o aproveitamento econômico dos insumos disponíveis e das tecnologias
aplicáveis, a partir do aumento da participação da energia elétrica produzida com base
naquelas fontes.
Esse Programa, que foi instituído pela Medida Provisória n° 14, de dezembro de 2001,
aprovada depois pelo Congresso Nacional, na forma de Projeto de Lei de Conversão e
transformada em Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº 10.762, de
11 de novembro de 2003, promoverá a implantação de 3.300 MW de capacidade,
divididos em 1.100MW em PCH´s, ao lado de outros 1.100 de Térmicas à Biomassa e
outro tanto (1.100 MW) em Usinas Eólicas. Estas instalações têm início de
funcionamento previsto para até 30 de dezembro de 2006. De acordo com o Programa, é
assegurada pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A - ELETROBRÁS, a compra da
23
energia a ser produzida, no período de 20 anos, dos empreendedores que preencherem
todos os requisitos de habilitação descritos nos Guias e tiverem seus projetos
selecionados de acordo com os procedimentos da Lei.
Com relação à implantação de novas Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH´s, é
importante que sejam analisados os rebatimentos sobre outros usos dos recursos
hídricos que, embora de menores vultos, podem ser ainda significativos, pelo grande
número de empreendimentos e pelos eventuais sinergismos desfavoráveis que eles
possam ter, quando concentrados numa mesma região, num mesmo rio ou numa mesma
bacia. Há vários destes projetos previstos para o Sul e Centro-Oeste do país, áreas de
expansão agrícola, o que pode levar a futuras disputas pelo uso da água entre estes
setores usuários (geração de energia e irrigação).
Dentro dos objetivos deste documento, que busca mostrar a evolução do
comportamento do Setor Elétrico com foco específico na expansão do aproveitamento
do potencial hidráulico para geração de energia elétrica, é necessário conhecer todos os
aspectos relativos ao planejamento do setor. Com isso nos próximos itens serão
descritos os procedimentos adotados pelo Setor Elétrico em seu planejamento, seja na
operação ou na expansão do sistema elétrico brasileiro.
3.2 Planejamento da operação e expansão do Setor Elétrico.
A utilização adequada e otimizada dos recursos hídricos disponíveis exige um
cuidadoso planejamento da expansão e da operação do sistema, que deve considerar as
interligações elétricas entre diferentes bacias hidrográficas, visando o aproveitamento da
diversidade hidrológica de um país com as dimensões do Brasil. A seguir a descrição do
processo de planejamento da operação do SIN e da expansão do Setor Elétrico.
3.2.1 Planejamento da operação do Setor Elétrico.
A elaboração do planejamento da operação energética é realizado com base no módulo
7 dos Procedimentos de Rede (ONS, 2003a). Neste item serão destacados alguns pontos
relacionados ao planejamento anual e ao programa mensal da operação do SIN.
O Planejamento Anual da Operação Energética tem como objetivo apresentar a análise
das condições de atendimento ao mercado de energia elétrica do Sistema Interligado
Nacional, e propicia o estabelecimento de estratégias de médio prazo para utilização na
operação energética do sistema interligado. O Planejamento Anual da Operação
Energética deverá fornecer resultados e estratégias para um cenário esperado e
recomendações baseadas na análise dos rebatimentos de cenários alternativos, provendo
subsídios aos Agentes Setoriais para que estes adotem as providências pertinentes às
suas responsabilidades (ONS, 2003a). Este processo abrange um horizonte de análise de
cinco anos com detalhamento em base mensal. Sua periodicidade é anual, com
atualizações quadrimestrais.
O ONS utiliza uma cadeia de modelos e programas computacionais para definir o
planejamento e as regas de operação do SIN. Nesta cadeia de modelos, o NEWAVE é o
modelo utilizado para determinar para cada estágio do período de planejamento tanto os
valores de geração associados aos subsistemas, e às usinas termelétricas, quanto os
intercâmbios entre os subsistemas eletricamente conectados.
24
O NEWAVE, que é um modelo de planejamento da operação a médio prazo de
subsistemas hidrotérmicos interligados, que trabalha no horizonte de cinco anos
discretizados em períodos mensais, utilizando a técnica de otimização Programação
Dinâmica Dual Estocástica (PDDE). Esta técnica computacional agrega todos os
reservatórios por subsistemas equivalentes e objetiva definir o planejamento ótimo para
a utilização dos recursos hidráulicos e térmicos na operação do sistema mês a mês,
baseado em um comportamento probabilístico das afluências.
Como produtos o Planejamento Anual da Operação Energética apresenta (ONS, 2003a):
• funções de custo futuro a serem usadas na otimização da operação do
sistema e no cálculo dos Custos Marginais de Operação;
• elaboração das Curvas de Aversão ao Risco, segundo diretrizes da
ANEEL;
• estimativas dos montantes de geração térmica, que servem como base
para a composição da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis do
Sistema Interligado - CCC, para subsidiar a ANEEL;
• análise do atendimento à carga própria de energia e demanda, , incluindo
índices estatísticos de confiabilidade;
• recomendações de adequação de cronogramas de manutenção, visando o
atendimento à ponta do sistema e a otimização da operação;
• estimativas dos benefícios marginais de interligações; estimativas para
intercâmbios internacionais; estimativas de intercâmbios entre regiões;
estimativas de evolução dos custos marginais de operação; análise da
evolução da capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional;
produtibilidade média a ser utilizada no cálculo das energias naturais
afluentes.
O Programa Mensal da Operação Energética – PMO tem como objetivo principal
estabelecer as diretrizes energéticas de curto prazo da operação coordenada do SIN,
assegurando a otimização dos recursos de geração disponíveis (ONS, 2003a). O PMO é
elaborado pelo ONS com a participação dos Agentes, sendo os estudos realizados em
base mensal, discretizados em etapas semanais e por patamar de carga, sendo revisto
semanalmente. O PMO provém metas e diretrizes a serem seguidas pelos órgãos
executivos da Programação Diária da Operação e da Operação em Tempo Real.
Dentre as atribuições dos planejadores do setor elétrico encontra-se a determinação da
energia e potência asseguradas dos aproveitamentos hidrelétricos, conforme
preconizado pelo sub-módulo 7.8 dos Procedimentos de Rede.
A cada usina é atribuído um Certificado de Energia Assegurada – CEA, que é o
respaldo físico (“lastro”) para sua contratação, e que deve refletir a sua capacidade de
produção física sustentada (Barros, 2002). O Decreto nº 2.655, de 02 de julho de 1998,
em seu artigo 21, parágrafo 4º, dispõe que em cada 5 anos, ou na ocorrência de fatos
relevantes, os valores de energia assegurada de cada usina sejam revisados. O parágrafo
5º deste mesmo artigo estabelece que em cada revisão, a energia assegurada de cada
usina pode ser reduzida em, no máximo, 5% por ajuste e em até 10 % do valor de base
constante no contrato de concessão durante a sua vigência.
25
No Sistema Interligado Nacional, o cálculo da energia assegurada é feito utilizando-se o
modelo NEWAVE, que avalia o percentual das 2000 séries sintéticas que não atendem
ao mercado estabelecido, sendo que se este percentual for maior que 100 (5% de 2000,
que é o risco máximo admitido) a demanda é ajustada até que se alcance o atendimento
em 95% das séries. A energia média gerada, pelas séries que atendem a demanda, é
denominada a energia garantida do mesmo, sendo que 95% desse valor é a energia
assegurada do subsistema. Após a obtenção da energia assegurada por subsistema
procede-se à alocação individualizada nas centrais de geração hidrelétrica, repartindo-se
o bloco de energia hidráulica gerada por meio da ponderação pela energia firme de cada
empreendimento.
Entretanto, os certificados de energia assegurada vigentes não consideram a evolução
futura do uso múltiplo dos recursos hídricos em seu dimensionamento (Kelman, 2004).
Desta forma, se ao longo do tempo, a bacia a qual uma hidrelétrica esta inserida, tem
seus usos múltiplos de água aumentados, pode significar que a capacidade de produção
firme da usina seja diminuída, inclusive acima do limite de risco de falha no
atendimento de 5 %, estabelecido na legislação.
Em atendimento ao Decreto n° 2.655, de 1998, as energias asseguradas serão revistas
em breve. Para dar subsídios para essa revisão, foi realizada no ano de 2003 uma
revisão das séries de vazões naturais dos aproveitamentos em operação ou com data
prevista para entrada em operação até 2008, que compreendeu, além de estudos de
consistência de vazão, também a obtenção das taxas mensais de evaporação e das
vazões médias mensais, de retirada, de retorno e de consumo, referentes aos usos
consuntivos. Essas séries de vazões de usos consuntivos abrangem o período histórico
de 1931 a 2001. Os usos considerados para elaboração das séries de vazões de consumo
dos usos consuntivos foram: irrigação, abastecimento urbano, abastecimento rural,
criação animal e abastecimento industrial.
Essas séries estão sendo utilizadas na revisão das séries de energia assegurada e nos
demais estudos de planejamento do setor elétrico, conforme orientação da ANA, tendo
como base a sua competência legal de definir as regras de operação dos reservatórios de
aproveitamentos hidrelétricos em articulação com o ONS.
As atividades de recursos hídricos, necessárias para o planejamento, programação,
supervisão e controle da operação dos sistemas eletroenergéticos nacionais obedecem a
procedimentos estabelecidos no módulo 9 dos Procedimentos de Rede, que está
dividido nos seguintes sub-módulos (ONS, 2003b):
• Sub-módulo 9.2 - Acompanhamento da Situação Hidroenergética -
apresenta os procedimentos para recebimento e atualização dos dados
operativos hidráulicos, em base diária, de interesse para a operação
hidroenergética, os procedimentos para a reconstituição de vazões
naturais, para a definição ou revisão da metodologia utilizada, para o
cálculo das energias naturais afluentes e armazenadas ao longo do
sistema elétrico, tendo em vista o acompanhamento da situação
hidroenergética, e os procedimentos para elaboração dos relatórios
necessários para o referido acompanhamento e para a atualização das
séries históricas de vazões naturais médias diárias, semanais e mensais;
26
• Sub-módulo 9.3 - Elaboração do Plano Anual de Prevenção de Cheias -
apresenta os procedimentos para o estabelecimento dos sistemas de
reservatórios para operação de controle de cheias e a definição dos
volumes de espera a serem implementados nos reservatórios destes
sistemas, envolvendo também as informações de restrições operativas
hidráulicas e as eventuais mudanças nas características físicas das usinas;
• Sub-módulo 9.4 - Estabelecimento das Regras de Operação em Situação
de Cheia - apresenta os procedimentos que devem descrever a forma de
utilização dos volumes de espera, em caso de situação de cheia, bem
como a forma de operar os reservatórios que estão sujeitos a restrição de
nível devido a remanso provocado a montante;
• Sub-módulo 9.5 - Previsão de Vazões - apresenta os procedimentos para
a previsão de vazões naturais médias semanais e mensais a partir dos
dados hidrológicos disponíveis no Banco de Dados do Sistema;
• Sub-módulo 9.6 - Disponibilização de Informações Meteorológicas e
Climáticas - apresenta os procedimentos para disponibilização destas
informações, que darão suporte às tomadas de decisão no planejamento,
programação, coordenação e controle da operação do sistema interligado;
• Sub-módulo 9.7 - Atualização da Base de Dados Atemporais dos
Aproveitamentos Hidrelétricos - apresenta os procedimentos atualização
desta base de dados para dar suporte à elaboração das atividades de
planejamento, programação e operação em tempo real dos
aproveitamentos hidrelétricos despachados centralizadamente;
• Sub-módulo 9.8 - Quantificação da Evaporação Líquida - apresenta os
procedimentos para a quantificação da evaporação líquida (diferença
entre a evaporação de lago atual e a evapotranspiração dessa área antes
de ser inundada) para serem considerados na reconstituição das séries de
vazões naturais, e nas simulações da operação hidráulica dos
reservatórios nos estudos energéticos;
• Sub-módulo 9.9 - Atualização de Restrições Operativas Hidráulicas de
Reservatórios - apresenta os procedimentos para a atualização de
restrições operativas hidráulicas de reservatórios, referentes às vazões
máximas e mínimas em seções e trechos de rio, limitações de descargas
máximas em usinas, limites para os níveis máximos e mínimos nos
reservatórios e, ainda, taxas máximas de variação de defluências. O
ANEXO 3 deste documento apresenta o Inventário das Restrições
Operativas Hidráulicas dos Aproveitamentos Hidrelétricos pertencentes
ao SIN (ONS, 2002).
3.2.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico.
3.2.2.1 Estudos para o planejamento da expansão do setor elétrico.
O tempo requerido para maturação dos aproveitamentos hidrelétricos, que constituem a
base da oferta de energia no país, além da grande diversidade hidrológica entre as
diferentes regiões do país, que permite que através de interligações regionais se possam
atender os centros de consumo em diferentes bacias hidrográficas, levam a que o
planejamento da expansão do setor elétrico brasileiro venha sendo feito através de uma
seqüência de estudos que considera horizontes temporais abrangentes e aproximações
sucessivas até a tomada de decisão efetiva. Estes estudos vêm sendo desenvolvidos em
27
duas etapas: Estudos de Longo Prazo (Plano de Longo Prazo) e Estudos de Curto Prazo
(Plano Indicativo da Expansão), que têm as seguintes características:
• Estudos de Longo Prazo, com horizonte de até 30 anos, com periodicidade de
5 a 6 anos, onde se procura analisar as estratégias de desenvolvimento do
sistema elétrico, a composição futura do parque gerador, os principais troncos
e sistemas de transmissão, estabelecendo-se um programa de
desenvolvimento tecnológico e industrial e de estudos de inventário das
bacias hidrográficas. Nestes estudos são definidas as diretrizes para os
estudos de curto prazo e determinados os custos marginais de expansão em
longo prazo;
• Estudos de Curto Prazo, com horizonte de 10 anos, os chamados “Planos
Decenais de Expansão do Setor Elétrico Brasileiro”, de caráter indicativo,
realizados com periodicidade anual, onde são apresentadas as decisões
relativas à expansão da geração e da transmissão, definindo os
aproveitamentos e sua alocação temporal, sendo realizadas as análises das
condições de suprimento ao mercado e calculados os custos marginais de
expansão, são definidos os programas de distribuição, em metas físicas e
financeiras, e o programa global de investimentos na geração, transmissão,
distribuição e instalações gerais.
O objetivo do Plano Decenal de Expansão vem sendo apresentar de forma indicativa um
elenco de aproveitamentos e as datas estimadas para as respectivas implantações,
considerando diferentes cenários de mercados, de modo a orientar futuras ações
governamentais e dos agentes do Setor Elétrico Brasileiro. Este plano tem natureza
estrutural, e tem como critério para estabelecimento do plano de obras, o menor custo
total e também aproveitamentos com menor complexidade no campo ambiental. Este
plano de obras considera também, sem deixar de lado a busca do programa de expansão
que caracterizaria o “ótimo” no sentido clássico, o interesse da iniciativa privada em
implantar um empreendimento que, à luz dos critérios clássicos, não seria considerado
adequado para a data pretendida pelo investidor (MME, 2002a). Com isso, o Plano
orienta a respeito dos estudos de viabilidade de projetos de geração hidrelétrica que
farão parte de futuras licitações.
Na formulação das alternativas de expansão da geração, de acordo com cada cenário
considerado, o plano decenal identifica um conjunto de projetos de geração passíveis de
entrar em operação nos próximos 10 anos, e para os quais existem diferentes graus de
possibilidades de implementação, divididos em 2 grupos principais. O primeiro
representa, na prática, um programa determinativo da expansão de geração, tal o grau de
certeza de sua execução, bem como dos respectivos empreendedores responsáveis. Com
respeito a aproveitamentos hidrelétricos, o primeiro grupo inclui usinas divididas em
(MME, 2002a):
• Aproveitamentos hidrelétricos em construção ou em motorização, onde
uma avaliação dos cronogramas físico-financeiros permite identificar as
datas de entrada em operação dos aproveitamentos;
• Aproveitamentos hidrelétricos com concessão ou autorização - são aquelas
usinas hidrelétricas que quando da elaboração do plano ainda não tinham
iniciadas suas obras civis, mas que já detinham a concessão ou autorização
28
da ANEEL. Nesse caso, os prazos e a capacidade a ser instalada estão
definidos no ato da concessão ou autorização, pela ANEEL;
• Aproveitamentos hidrelétricos aguardando outorga de concessão - são as
usinas hidrelétricas cuja concessão já foi licitada ou que já tiveram seus
projetos aprovados pela ANEEL, mas que ainda não tinham obtido
outorga de concessão ou autorização até o fechamento do plano.
Em um segundo grupo são identificados projetos de geração passíveis de entrarem em
operação no período de 10 anos, mas com um grau de certeza de implementação inferior
ao dos projetos do primeiro grupo, que são denominados projetos indicativos, a saber:
• Projetos indicativos de UHE em processo de licitação, que são as usinas
hidrelétricas com viabilidade já concluída e com licitação programada;
• Demais projetos indicativos de UHE, representam os projetos que, embora
ainda não tenham concessão ou autorização outorgada pelo poder
concedente, ou não estejam previstos no Programa de Licitação do
Governo, já possuem estudos/projetos em estágios que os credenciam para
serem indicados como alternativas possíveis de ampliação da oferta de
energia no horizonte de 10 anos.
Com relação aos aspectos ambientais, os planos decenais de expansão do setor elétrico a
partir de 2001 já adotam uma metodologia baseada em pressupostos da Avaliação
Ambiental Estratégica, levando em consideração os impactos relacionados ao conceito
de sustentabilidade, na interação entre políticas públicas, como por exemplo, as
implicações do Plano de Expansão do Setor Elétrico com a Política Nacional de
Recursos Hídricos, a Política Nacional de Meio Ambiente, além da consideração dos
efeitos cumulativos e sinérgicos de conjuntos de projetos sobre uma determinada região.
As avaliações vem sendo conduzidas para (MME, 2002a):
• orientar a sistematização do conhecimento sobre as principais questões
ambientais na área de estudo e sobre os projetos candidatos;
• fornecer subsídios para a formulação de alternativas da expansão da
geração e da transmissão de energia elétrica;
• influenciar na concepção e na viabilização dos projetos;
• fornecer informações para a avaliação ambiental do plano como um todo.
A metodologia adotada na avaliação consiste (MME, 2002a):
• Na análise da viabilidade ambiental, que remete à avaliação dos impactos
associados aos projetos e conjuntos de projetos, objetivando conhecer a
complexidade dos aspectos ambientais relacionados à sua implantação e
operação.
• Na análise processual, que verifica a situação de cada projeto com relação
ao atendimento aos procedimentos previstos na legislação ambiental e de
recursos hídricos para obtenção de licenças, outorgas e autorizações. Para
essa análise deve ser levado em consideração a cronologia e os requisitos
do processo de licenciamento ambiental e de outorga de recursos hídricos,
bem como as datas previstas para entrada em operação.
29
Estas análises representam um grande passo na direção do planejamento do setor
objetivando a redução de incertezas relacionadas à implantação dos aproveitamentos já
estudados. Entretanto, estes procedimentos não impedem que aproveitamentos sejam
inviabilizados após várias etapas do seu desenvolvimento terem sido ultrapassadas. É
portanto necessário que nos primeiros estágios do desenvolvimento do planejamento, as
questões relacionadas a recursos hídricos e meio ambiente sejam equacionadas em
articulação com os órgãos responsáveis de cada setor.
Os estudos de planejamento guardam estreita relação com aqueles necessários para o
desenvolvimento de um projeto específico, ou seja, para o caso dos aproveitamentos
hidrelétricos, desde os estudos de inventário, onde é definida sua concepção inicial
tendo em vista o melhor aproveitamento do potencial hidrelétrico da bacia hidrográfica,
passando pela análise de sua viabilidade para subsidiar o processo de licitação da
concessão, até a aprovação do seu projeto básico e projeto executivo para orientar a
construção (Pires, 2001). A figura 3.2 esquematiza a seqüência de estudos do setor
elétrico e as etapas de desenvolvimento de projetos hidrelétricos.
Figura 3.2. Planejamento do Setor Elétrico e as etapas de desenvolvimento
de novos aproveitamentos
A seguir serão descritas as etapas de desenvolvimento de aproveitamentos hidrelétricos,
onde serão identificados e discutidos as suas interfaces com os setores de recursos
hídricos e ambiental.
Plano de
Longo Prazo
(MME/EPE)
Alternativas
Energéticas e
Tecnológica
Plano de
Curto P razo
(MME/EPE
)
Estudos de
Inventário
Estudos de
Viabilidade
Pro
j
eto
Básico
Projeto
Executivo
Operação
Fonte
:
Adaptado de Pires, 2001.
Licitação
30
3.2.2.2 Etapas de desenvolvimento de aproveitamentos hidrelétricos.
3.2.2.2.1 Estimativa do Potencial Hidrelétrico
É a etapa dos estudos em que se procede a análise preliminar das características da bacia
hidrográfica, especialmente quanto aos aspectos topográficos, hidrológicos, geológicos
e ambientais, no sentido de verificar sua vocação para geração de energia elétrica
(ELETROBRÁS, 1997a). Essa análise, exclusivamente pautada nos dados disponíveis,
é feita em escritório e permite a primeira avaliação do potencial e estimativa de custo do
aproveitamento da bacia hidrográfica e a definição de prioridade para a etapa seguinte,
sendo classificado em função do tipo de estudo em (MME, 2002a):
• Potencial Remanescente - É o resultado de estimativa realizada em escritório,
a partir de dados existentes, sem qualquer levantamento complementar,
considerando um trecho do curso d'água, via de regra situado na cabeceira,
sem determinar os locais de implantação dos aproveitamentos;
• Potencial Individualizado - É o resultado de estimativa realizada em
escritório para um determinado local, a partir de dados existentes ou
levantamentos expeditos, sem um levantamento detalhado.
3.2.2.2.2 Estudo de Inventário Hidrelétrico
Nos estudos de inventário, são analisadas as alternativas locacionais de um
empreendimento em uma mesma bacia hidrográfica. É nesta etapa que se determina
“aproveitamento ótimo” de que tratam os § 2º e 3º do art. 5º da Lei nº 9.074, de 7 de
julho de 1995, ou seja, o potencial hidrelétrico de uma bacia hidrográfica e se estabelece
a melhor divisão de queda, mediante a identificação do conjunto de aproveitamentos
que propiciem um máximo de energia ao menor custo, aliado a um mínimo de efeitos
negativos sobre o meio ambiente (ELETROBRÁS, 1997a). O Manual de Inventário
Hidrelétrico de Bacias Hidrográficas da ELETROBRÁS (1997a) estabelece um
conjunto de critérios, procedimentos e instruções para a realização do inventário do
potencial hidrelétrico de bacias hidrográficas.
Os estudos são realizados a partir de dados secundários, complementados com
informações de campo, e pautada em estudos básicos hidrometeorológicos, energéticos,
geológicos, ambientais e de outros usos d’água. Desse estudo resulta um conjunto de
aproveitamentos, suas principais características, estimativas de custo, índices custo-
benefício e índices ambientais.
Nesta fase, os estudos hidrológicos precisam conter todas as informações consistidas e
homogeneizadas para toda bacia, descriminando e detalhando satisfatoriamente, a base
de dados e a metodologia utilizada para obtenção dos elementos relacionados à
estimativa do potencial energético, como séries de vazões médias mensais nos
barramentos propostos, vazões de cheia, curva de permanência, curvas-chave, dados de
evaporação e evapotranspiração, bem como precipitação. Esses estudos hidrológicos são
o ponto de partida para identificação do potencial energético da bacia, por isto devem
estar bem embasados para não comprometerem estudos futuros.
31
Os usos múltiplos dos recursos hídricos são tratados no Manual de Inventário
Hidrelétrico como “restrições” à formulação de alternativas de divisão de queda na
construção do cenário-base, que considera informações relacionadas a planos diretores
de desenvolvimento integrado e a planos setoriais procurando-se obter um retrato
realista, objetivando compatibilizar as possibilidades de desenvolvimento da bacia,
especificando para cada trecho de rio da bacia hidrográfica em estudo, as parcelas de
vazão e queda comprometidas com os outros usos da água que limitam a geração de
energia, em relação ao qual os benefícios energéticos das alternativas serão avaliados
(ELETROBRAS, 1997a). Entretanto, os potenciais impactos positivos e negativos das
atividades de “usos múltiplos” não são computados na avaliação, pois os mesmos
devem ser objeto das avaliações setoriais correspondentes.
Os estudos ambientais desenvolvidos nesta fase têm como objetivo promover o
conhecimento das principais questões ambientais da bacia hidrográfica e avaliar os
efeitos da implantação do conjunto de aproveitamentos, tendo em vista subsidiar a
formulação das alternativas de divisão de queda e a tomada de decisão (ELETROBRÁS,
1997a). Para a comparação entre as alternativas em termos de seus impactos ambientais,
são atribuídos valores e pesos aos aspectos ambientais envolvidos, como Ecossistemas
Terrestres, Ecossistemas Aquáticos, Modos de Vida, Populações Indígenas,
Organização Territorial e Base Econômica, na definição dos aproveitamentos possíveis,
buscando incorporar estas variáveis no processo decisório. Entretanto o Manual
estabelece que os valores e pesos são definidos pela equipe técnica responsável pelos
estudos, baseado nos contatos com os diversos setores atuantes na bacia.
De acordo com o Manual de Inventário, a participação dos setores envolvidos na região
é inserida no processo de avaliação em todas as etapas do estudo, seja de uma forma
indireta nas etapas iniciais através do levantamento e análise dos diferentes atores
envolvidos, ou de forma mais objetiva subsidiando a tomada de decisão, quando serão
selecionadas as melhores alternativas. Dentro da atual estrutura institucional do setor de
recursos hídricos, o Comitê de Bacias Hidrográficas deve ser um fórum privilegiado
para uma efetiva institucionalização desses procedimentos participativos, onde já existe
um grau adequado de articulação intersetorial, e desta forma permitir a ampliação do
enfoque de restrição atribuído aos critérios relativos aos usos múltiplo das águas, de
modo que os mesmos possam ser considerados de forma mais ampla na seleção das
alternativas de divisão de queda.
3.2.2.2.3 Estudo de Viabilidade
É a etapa de definição da concepção global de um dado aproveitamento da melhor
alternativa de divisão de queda estabelecida na etapa anterior, visando sua otimização
técnico-econômica e ambiental e a avaliação de seus benefícios e custos associados
(ELETROBRÁS, 1997b).
Essa concepção compreende o dimensionamento do aproveitamento, as obras de infra-
estrutura local e regional necessárias à sua implantação, o seu reservatório e respectiva
área de influência, os outros usos da água e as ações ambientais correspondentes.
A análise para esta etapa consiste na verificação da sua compatibilidade com os estudos
anteriores, atualização dos dados e melhor detalhamento das informações relacionadas a
segurança e vida útil do empreendimento e suas interferências com outros usos da água
na bacia hidrográfica.
32
O documento “Instruções para Estudos de Viabilidade de Aproveitamentos
Hidrelétricos” (ELETROBRÁS 1997b) estabelece orientações para programação,
contratação, elaboração, controle da execução e verificação qualidade dos estudos de
viabilidade, constituindo basicamente um termo de referência, que contêm as atividades
que devem ser desenvolvidas para comprovação da viabilidade técnica, econômica e
ambiental de aproveitamentos hidrelétricos.
A ANEEL pode conceder mais de um registro ativo, permitindo que haja mais de um
estudo de viabilidade e projeto relacionado com o mesmo aproveitamento,
possibilitando que múltiplos agentes desenvolverem estudos paralelos.
No caso de aproveitamentos enquadrados na condição de pequenas centrais hidrelétricas
- PCHs, que são os aproveitamentos com potência superior a 1 MW e igual ou inferior a
30 MW, com área total de reservatório igual ou inferior a 3 Km
2
; conforme especificado
na resolução ANEEL nº 652/03; não é realizada esta etapa dos estudos, passando-se
diretamente dos estudos de inventário para o projeto básico.
3.2.2.2.4 Projeto Básico
É a etapa em que o aproveitamento é detalhado e tem definido seu orçamento, com
maior precisão, de forma a permitir à empresa ou ao grupo vencedor da licitação de
concessão à implantação do empreendimento diretamente ou através de contratação de
outras companhias para a execução das obras civis e do fornecimento e montagem dos
equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos (ELETROBRÁS, 1999a).
Nesta etapa se realiza, também, o Projeto Básico Ambiental, onde são detalhados os
programas sócio-ambientais definidos nos Estudos de Viabilidade. Trata-se, portanto,
de aprofundar o conhecimento sobre as medidas necessárias à prevenção, mitigação ou
compensação dos impactos identificados, até o nível de projeto, preparando-os para a
imediata implantação.
O roteiro básico para a elaboração de projeto básico de usinas hidrelétricas para
aproveitamentos de médio e grande porte com potências maiores que 30 MW ou
aqueles que não atendam a resolução ANEEL nº 652/03, é apresentado no documento
“Diretrizes para elaboração de projeto básico de usinas hidrelétricas”, publicado pela
Eletrobrás (1999a). O roteiro básico para a elaboração dos estudos e projetos de
pequenas centrais, é apresentado no documento “Diretrizes para estudos e projetos
básicos de pequenas centrais hidrelétricas – PCH”, publicado pela Eletrobrás (1999b).
3.2.2.2.5 Projeto Executivo
É a etapa em que se processa a elaboração dos desenhos de detalhamento das obras civis
e dos equipamentos hidromecânicos e eletromecânicos, necessários à execução da obra
e à montagem dos equipamentos. Nesta etapa são tomadas todas as medidas pertinentes
à implantação do reservatório (ELETROBRÁS, 1997b).
33
4 POTENCIAL NO PAÍS E NAS REGIÕES
HIDROGRÁFICAS.
A matriz de produção de energia elétrica no Brasil exibe uma concentração na fonte
hidrelétrica, com cerca de 91 % do total. Tal característica é traduzida em significativa
dependência estratégica da energia elétrica do país na disponibilidade hídrica.
O potencial hidrelétrico brasileiro representa o somatório das potências de todos os
aproveitamentos estudados. A análise desse potencial considera as etapas de estudo e
implantação dos aproveitamentos conforme as definições tradicionalmente adotadas no
setor elétrico, já descritas anteriormente. Os aproveitamentos nos estágios de inventário,
viabilidade ou projeto básico só são considerados no cômputo do potencial se os
respectivos estudos obtiverem sua aprovação no órgão regulador. Os números que
traduzem o conhecimento do potencial hidrelétrico brasileiro são objeto de atualizações
periódicas, em função do aprofundamento dos estudos do potencial já investigado e de
novos levantamentos efetuados. A evolução desse potencial pode ser visualizada na
tabela 4.1.
Tabela 4.1. Evolução do Potencial Hidrelétrico Brasileiro.
Estágio 1999 2001 2002
Remanescente 30.857 28.516 28.379
Individualizado 66.578 61.625 60.969
Total Estimado 97.435 90.140 89.348
Inventário 49.139 46.065 46.961
Viabilidade 35.335 41.554 39.647
Projeto Básico 10.740 7.679 9.475
Construção 8.480 11.923 11.213
Operação 60.246 60.840 61.712
Desativado 11 11 11
Total Inventariado 163.953 168.071 169.019
Total 261.388 258.212 258.367
Fonte: MMA/2003.
Observa-se que houve uma redução no valor total do potencial hidrelétrico brasileiro
entre 1999 e 2002. Tal fato deve-se às alterações havidas na totalização das diferentes
classificações do potencial hidrelétrico referente a estudos aprovados pela ANEEL, bem
como a questões ambientais que, nos últimos anos, tem influenciado bastante nas
decisões relativas aos aproveitamentos, interferindo desde na escolha da alternativa
selecionada de divisão de quedas de um rio, onde nem sempre a alternativa com maior
potencial é a selecionada, até nas definições dos níveis de operação dos reservatórios
(MMA, 2003).
O crescimento observado no ano de 2002 em relação a 2001 revela um incremento
positivo bem inferior à redução verificada anteriormente, em virtude de um balanço
mais homogêneo entre a progressão do potencial advindo da aprovação de estudos e
aquele já em operação (MMA, 2003).
34
Atualmente, o potencial hidrelétrico total do Brasil é de aproximadamente 260 GW, dos
quais cerca de 25% encontra-se em operação, distribuído nas diversas regiões
hidrográficas do país.
O setor elétrico tradicionalmente adota a divisão das regiões hidrográficas estabelecida
pelo Departamento Nacional de Água e Energia Elétrica - DNAEE. Entretanto, com a
finalidade de orientar, fundamentar e implementar o Plano Nacional de Recursos
Hídricos, o CNRH instituiu, através da Resolução nº 32, de 15 de outubro de 2003, uma
nova Divisão Hidrográfica Nacional. A figura 4.1 mostra a divisão aprovada pelo
CNRH e a figura 4.2 a esta divisão face à divisão adotada pelo DNAEE. Em função
disto, este estudo busca agregar os aproveitamentos hidrelétricos, instalados em
operação, em construção, com concessão e em estudo, de acordo com a divisão
estabelecida pelo CNRH.
Figura 4.1 - Regiões Hidrográficas do Brasil – divisão aprovada pelo CNRH.
35
Figura 4.2 – Regiões Hidrográficas do Brasil – divisão aprovada pelo CNRH e
divisão DNAEE.
Na tabela 4.2 é apresentado o potencial atual por região hidrográfica, nos seus diversos
estágios de desenvolvimento. Cabe destacar o valor elevado do potencial estimado para
a região hidrográfica Amazônica, que supera em muito o potencial inventariado,
indicando a demanda de novos estudos para aquela região.
36
Tabela 4.2. Potencial por Região Hidrográfica (MW).
1
– Baseados em dados do SIPOT – Junho/2004,
2
– ANA/SUM, 2004
3
- ANA/GEF/PNUMA/OEA, 2004.
Grande parte do potencial hidrelétrico encontra-se na região Amazônica (41 %),
entretanto com apenas 1% do potencial já instalado do país. Por outro lado, a maior
parte do potencial existente no Sudeste do país, mais especificamente na região
hidrográfica do Paraná, já foi explorado. Observa-se que quase 60 % da potência total
instalada no país estão concentrados na região do Paraná. A região do São Francisco
responde por 15 % do total, enquanto a do Tocantins-Araguaia é responsável por 10%
da potência total instalada. Nas demais regiões, os percentuais são pouco significativos.
Esta tendência no aproveitamento do potencial hidrelétrico no Brasil com uma forte
concentração das UHEs nas regiões Sudeste e Centro-sul do país, ocorreu em função
principalmente do relevo mais favorável ao aproveitamento de seus potenciais
hidrelétricos, conjugado com o processo de ocupação do território brasileiro e de
desenvolvimento socioeconômico do país (ANEEL, 2002). A figura 4.3 mostra como
vem sendo a evolução do processo de instalação de novas usinas hidrelétricas.
37
Figura 4.3. Usinas hidrelétricas por ano de instalação
Observa-se pela figura 4.2 que na primeira metade do Século XX, a grande maioria dos
projetos hidrelétricos foi instalada na Região Sudeste. Já no período de 1945 a 1970, as
usinas se espalharam mais em direção ao Sul e ao Nordeste, com destaque para os
estados do Paraná e Minas Gerais.
Entre 1970 e meados dos anos 1980, espalharam-se por diversas regiões do país, graças
ao aprimoramento de tecnologias de transmissão de energia elétrica em grandes blocos e
distâncias, verificando-se também uma forte concentração de projetos na zona de
transição entre as regiões Sudeste e Centro-Oeste, onde estão duas importantes sub-
bacias do Paraná (Grande e Paranaíba). Mais recentemente, existe uma tendência de que
a expansão caminhe na direção do Norte e do Centro-Oeste do país.
Apesar da participação crescente de outras fontes energéticas na geração de energia
elétrica, a hidroeletricidade continua sendo muito importante na expansão do setor
elétrico brasileiro. De acordo com dados do Plano Decenal de Expansão do Setor
Elétrico 2003-2012, e do Relatório de Acompanhamento de projetos Hidrelétricos, as
usinas que já detém concessões e devem ser incorporadas ao sistema nos próximos anos,
somando-se a potência nominal das usinas em construção, em ampliação, concedidas e
autorizadas, verifica-se que a energia hidráulica irá adicionar ao sistema elétrico
38
nacional um total de 14,2 GW nos próximos anos. Além destas, usinas com os estudos
em andamento e que deverão ser incluídas nos próximos leilões de energia nova devem
somar 8,4 GW ao Sistema Interligado Nacional. Também se encontram em estudo
usinas de grande porte localizadas na Região Hidrográfica Amazônica, consideradas
estratégicas pelo Governo Federal, e devem acrescentar ao sistema uma potência
instalada de 18,7 GW. O Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico 2003-2012
relaciona ainda usinas classificadas como indicativas, que acrescentariam
aproximadamente 3,2 GW ao Sistema Interligado Nacional. Estas usinas estão
distribuídas nas diversas regiões hidrográficas do país.
A seguir será feito o detalhamento do potencial hidrelétrico no país e como está
distribuído nas regiões hidrográficas brasileiras, e como está o planejamento do Setor
Elétrico no curto prazo para expansão da geração hidrelétrica em cada região
hidrográfica. Serão considerados neste trabalho os aproveitamentos hidrelétricos em
operação despachados centralizadamente, integrantes do Sistema Interligado Nacional.
Com relação a novos aproveitamentos hidrelétricos, serão considerados os
aproveitamentos relacionados no Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico 2003-
2012 além daqueles novos aproveitamentos que poderão ser incluídos pelo Governo
Federal nos próximos leilões para expansão da oferta de energia.
4.1 Região Hidrográfica Amazônica.
4.1.1 Situação atual.
O potencial total da região hidrográfica Amazônica, considerando-se a soma do
potencial estimado e o inventariado, apresenta um potencial total de 107.143 MW.
Nesta região hidrográfica, destaca-se a sub-bacia do Rio Xingu, com aproximadamente
14% do potencial inventariado no País. Outras sub-bacias desta região, cujos potenciais
totais são significativos consideráveis, são a do Rio Tapajós, a do Rio Madeira e a do
Rio Negro. A tabela 4.3 apresenta a distribuição deste potencial em cada bacia
hidrográfica desta região.
Tabela 4.3. Potencial na região hidrográfica Amazônica (MW).
Atualmente existem 33 usinas hidrelétricas na região hidrográfica, e uma potência
instalada de 665.588 kW que corresponde à cerca de 1% da capacidade instalada de
geração de energia elétrica nacional (ANEEL, 2002). As principais usinas hidrelétricas
em operação na região hidrográfica são as de Samuel (RO), Balbina (AM), Curuá-Uma
(PA) e Coaracy Nunes (AP).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
Apesar do grande potencial hidrelétrico, aspectos como a grande dispersão entre os
poucos centros urbanos da região hidrográfica, as grandes distâncias entre os potenciais
e os principais centros consumidores nas demais regiões do País, além do passivo
ambiental resultante de áreas alagadas, fazem com que a região Amazônica tenha a
predominância da geração térmica em sua matriz energética.
39
Os estados do Norte do país são atendidos basicamente por sistemas isolados que
atendem às capitais Manaus, Porto Velho, Macapá, Boa Vista e Rio Branco. Nos
sistemas de Manaus, Porto Velho, Boa Vista e Macapá a geração de eletricidade provém
de sistemas hidrotérmicos, enquanto que em Rio Branco o suprimento é puramente
termelétrico. A grande maioria dos sistemas isolados do interior é suprida por unidades
dieselétricas de pequeno porte, embora existam, também, algumas pequenas centrais
hidrelétricas – PCH, nos Estados de Rondônia, Roraima (MME, 2002a).
Atualmente existem 24 usinas hidrelétricas em operação na região hidrográfica
Amazônica, e uma potência instalada de 772 MW que corresponde à cerca de 1% da
capacidade instalada de geração de energia elétrica nacional. A tabela 4.4 apresenta as
principais usinas hidrelétricas instaladas na região.
Tabela 4.4. Usinas em operação na região hidrográfica Amazônica.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Observação
2
1 15072000 Guaporé Guaporé MT 120 Sistema Interligado Nacional
2 15459080 Samuel Jamari RO 216 Sistema Isolado de Porto Velho
3 16070980 Balbina Uatumã AM 250 Sistema Isolado de Manaus
4 18118080 Curuá-Una Curuá-Una PA 30 Sistema Interligado Nacional
5 30400080 Coaracy Nunes Araguari AP 68 Sistema Isolado de Macapá
TOTAL (MW)
684
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- MME, 2002b
4.1.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
A região Hidrográfica Amazônica tem inventariados grandes aproveitamentos
hidráulicos para geração de energia. Dentre estes estudos, os aproveitamentos
hidrelétricos de Rondon II (RO) no rio Comemoração já possui outorga de concessão
pelo poder concedente, e Santo Antônio (AP/PA) no rio Jarí, que já se encontra em
construção. Apesar de não constarem no Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico
2003-2012, o desenvolvimento destas usinas vem sendo acompanhado pelo Governo
Federal, visando solucionar os problemas ambientais que vem impedindo a
implementação das mesmas. A tabela 4.5 relaciona estas usinas.
Tabela 4.5. Usinas com concessão na região hidrográfica Amazônica.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
1
Status
2
6 15552200 Rondon II Comemoração RO 74 Com concessão
7 19150080 Santo Antônio Jarí MT 167 Em construção
Total MW 241
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004b
No ANEXO 1 (Usinas Hidrelétricas em Construção) e ANEXO 2 (Usinas Hidrelétricas
com Concessão) encontram-se os cronogramas de implantação destas usinas, de acordo
com o Relatório de Acompanhamento de Usinas Hidrelétricas da ANEEL, de
Novembro de 2004 (ANEEL, 2004b).
40
Além destas usinas, o Governo Federal está acompanhando o desenvolvimento /
elaboração dos estudos de viabilidade e EIA/RIMA da usina de Dardanelos (MT), no
rio Aripuanã, com previsão de conclusão destes estudos durante o ano de 2005, e que
deve ser incluída nos próximos leilões de energia nova (ver tabela 4.6).
Tabela 4.6. Usina hidrelétrica na região hidrográfica Amazônica a ser licitada nos
próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Pot
(MW)
1
Status
2
8 15745010 Dardanelos Aripuanã MT 256 Estudo de viabilidade em elaboração
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
Dentre os aproveitamentos já estudados na região Hidrográfica Amazônica, destacam-se
Santo Antonio, com potência instalada de 3.580 MW e Jirau, com potência instalada de
3.900 MW, ambos no rio Madeira. Estas usinas têm sua implementação consideradas
estratégicas pelo governo federal, visando ampliação da capacidade de oferta de energia
nos próximos anos.
O Inventário Hidrelétrico do Rio Madeira no trecho entre Porto Velho e Abunã, está
inserido no âmbito do planejamento regional voltado para a maior integração da Bacia
Amazônica no Mercado Consumidor de Energia Elétrica, bem como para a integração
da navegação entre o Brasil, Bolívia e Peru, consolidando este corredor de exportação
para a América do Norte, Europa e África, assim como para a própria América do Sul
(Furnas et al, 2002).
A implantação de Aproveitamentos Hidrelétricos no rio Madeira, principal formador do
rio Amazonas em território brasileiro, além de proporcionar a adição de cerca de 7.480
MW ao parque gerador nacional, permitirá, através de sistemas de eclusas acopladas aos
reservatórios, a extensão da navegação a montante de Porto Velho, de 4.200 km através
dos rios Orthon, Madre de Diós, Beni, Mamoré e Guaporé, além do próprio rio Madeira,
complementando, deste modo, a atual hidrovia Porto Velho-Itacoatiara (AM) (Furnas et
al, 2002).
Outro aproveitamento que merece destaque é Belo Monte no rio Xingu, que consta no
Plano Decenal do Setor Elétrico 2003-2012 como indicativa, cujo estudo de Viabilidade
encontra-se em análise na ANEEL, com potência prevista de 11.182 MW. Esta é
considerada também uma obra estratégica para o Setor Elétrico Brasileiro, pois da
mesma forma que as do rio Madeira, proporcionará a integração entre bacias
hidrográficas com diferentes regimes hidrológicos, resultando em um ganho da energia
garantida no Sistema Interligado Nacional - SIN. A tabela 4.7 relaciona as usinas
consideradas estratégicas para o Governo Federal. A figura 4.4 os empreendimentos
existentes e planejados nesta região hidrográfica.
Tabela 4.7. Usinas hidrelétricas estratégicas para o Governo Federal na região
hidrográfica Amazônica.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Pot
(MW)
1
Status
2
9 15400100 Jirau Madeira RO 3.900 Estudo de viabilidade em elaboração
10 15400200 Santo Antônio Madeira RO 3.580 Estudo de viabilidade em elaboração
11 18900080 Belo Monte Xingu PA 11.182 Estudo de viabilidade em elaboração
Total MW 18.662
41
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
Para esta região hidrográfica está prevista a elaboração de estudo de Avaliação
Ambiental Integrada – AAI na bacia do rio Tapajós, no sentido de subsidiar futuros
estudos para o aproveitamento do potencial hidráulico para geração de energia.
Figura 4.4. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica Amazônica.
45
4.2 Região Hidrográfica Tocantins / Araguaia.
4.2.1 Situação atual.
A região hidrográfica do Tocantins/Araguaia tem sido objeto de diversos estudos, a
partir da década de sessenta, orientados inicialmente para uma definição das
potencialidades existentes com referência a recursos minerais, potencial agrícola,
navegação, hidroeletricidade e atividades industriais ligadas às atividades extrativas. O
grande potencial hidrelétrico da região e sua localização frente aos mercados
consumidores da Região Nordeste, colocam a região hidrográfica do Tocantins-
Araguaia como prioritária para a implantação de aproveitamentos hidrelétricos.
O potencial total da região hidrográfica Tocantins/Araguaia, considerando-se a soma do
potencial estimado e o inventariado, apresenta um potencial total de 26.285 MW. Nesta
região, destaca-se a sub-bacia do Rio Tocantins, Itacaiunas e outros. A tabela 4.8
apresenta a distribuição deste potencial em cada sub-bacia hidrográfica desta região.
Tabela 4.8. Potencial na região hidrográfica Tocantins/Araguaia (MW).
Fonte: ANA/SUM, 2004
O potencial hidrelétrico instalado da região hidrográfica totaliza 6.981 MW,
distribuídos em 28 centrais hidrelétricas. Entre as hidrelétricas destacam-se a usina de
Tucuruí localizada no baixo Tocantins, e as usinas Serra da Mesa, Cana Brava e Luis
Eduardo Magalhães (Lajeado), localizadas no alto Tocantins. Somente a usina de
Tucuruí é responsável pelo abastecimento de energia elétrica de 96% do estado do Pará
e 99% do Maranhão. A tabela 4.9 apresenta as usinas hidrelétricas desta região, que
integram o Sistema Interligado Nacional.
Tabela 4.9. Usinas em operação na região hidrográfica Tocantins/Araguaia.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Subsistema
1 20920080 Serra da Mesa Tocantins GO 1.275
Sudeste/Centro-oeste
2 21050080 Cana Brava Tocantins GO 472
Sudeste/Centro-oeste
3 22490070 Luís Eduardo Magalhães Tocantins TO 903
Sudeste/Centro-oeste
4 29680080 Tucuruí I Tocantins PA 4.200
Norte
TOTAL (MW) 6.850
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
46
4.2.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, diversas usinas se encontram no Plano Decenal de Expansão 2003-2012,
em diferentes estágios de desenvolvimento. A tabela 4.10 relaciona as usinas detentoras
de outorga de concessão na região hidrográfica do Tocantins/Araguaia. A usina de
Santa Isabel, apesar de ser detentora de concessão, não está incluída no Plano Decenal
de Expansão 2003-2012. No ANEXO 1 (Usinas Hidrelétricas em Construção) e
ANEXO 2 (Usinas Hidrelétricas em com Concessão) se encontram os cronogramas de
desenvolvimento destas usinas.
Tabela 4.10. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica
Tocantins/Araguaia.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
1
Status
2
5 21360000 São Salvador Tocantins GO/TO 241 Com concessão
6 22041080 Peixe Angical Tocantins TO 452 Em construção
7 23700080 Estreito Tocantins TO/MA 1.087 Com concessão
8 29680081 Tucuruí (ampliação) Tocantins PA 4.125 Em construção
9 24105080 Couto Magalhães Araguaia MT/GO 150 Com concessão
10 28544080 Santa Isabel Araguaia PA/TO 1.087 Com concessão
Total MW 7.142
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
Além destas, o Plano Decenal de Expansão 2003-2012 relaciona usinas de caráter
indicativo. Algumas destas usinas se incluem na relação das usinas que o Governo
Federal acompanha a elaboração dos estudos de Viabilidade e elaboração dos estudos
ambientais no sentido de incluí-las nos próximos leilões de energia nova. A tabela 4.11
relaciona estas usinas.
Tabela 4.11. Usinas hidrelétricas na região hidrográfica Tocantins/Araguaia a
serem licitadas nos próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Pot
(MW)
1
Status
2
11 20050080 Maranhão Maranhão GO 125 Estudo de viabilidade em elaboração
12 20489060 Buriti Queimado Almas GO 142 Estudo de viabilidade em elaboração
13 20895080 Mirador Tocantinzinho GO 106 Estudo de viabilidade em análise
14 22300050 Ipueiras Tocantins TO 480 Estudo de viabilidade em análise
15 23150000 Tupirantins Tocantins TO 620 Estudo de viabilidade em análise
16 23800000 Serra Quebrada Tocantins TO/MA 1.328 Estudo de viabilidade em análise
17 24199080 Torixoréu Araguaia MT/GO 408 Estudo de viabilidade em análise
18 26052000 Água Limpa Mortes MT 320 Estudo de viabilidade em análise
Total MW 3.529
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
Da tabela acima, a usina de Buriti Queimado não estava relacionada no Plano Decenal
2003-2012, que incluía ainda outras usinas classificadas como indicativas. A tabela 4.12
lista estas usinas, em que se destaca a usina de Marabá, cujo Estudo de Viabilidade
encontra-se em elaboração, com registro na ANEEL. Este estudo, que tinha previsão de
47
conclusão para outubro de 2004 foi postergado para outubro de 2005. As demais estão
localizadas em trechos de rios com inventário aprovado, porém ainda sem registro ativo
para realização de estudos de Viabilidade. A figura 4.5 mostra as usinas existentes e
planejadas nesta região hidrográfica.
Tabela 4.12. Usinas hidrelétricas indicativas na região hidrográfica
Tocantins/Araguaia.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
3
19 22680100 Novo Acordo Sono TO 160 Inventário aprovado
20 26071000 Toricoejo Das Mortes MT 76 Inventário aprovado
21 29030080 Marabá Tocantins PA 2.160 Estudo de viabilidade em elaboração
Total MW 2.396
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- MME, 2002b,
3
-ANEEL, 2004c
Nesta região hidrográfica está prevista a elaboração de estudo de Avaliação Ambiental
Integrada –AAI no sentido de subsidiar estudos para o aproveitamento do potencial
hidráulico para geração de energia.
48
Figura 4.5. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica Tocantins-
Araguaia.
49
4.3 Região Hidrográfica Atlântico Nordeste Ocidental.
Esta região hidrográfica não possui um grande potencial hidráulico para geração de
energia. A maior parte dos estudos estão em uma fase muito primária, tendo sido
inventariados somente 58 MW. Não existe nenhum aproveitamento significativo
planejado nesta região. A tabela 4.13 apresenta um resumo do potencial da região.
Tabela 4.13. Potencial na região hidrográfica Atlântico Nordeste Ocidental (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
4.4 Região Hidrográfica Parnaíba.
O potencial de geração de energia nesta região hidrográfica é de 1.486 MW, dos quais
947 MW estão em fase de estudos de inventário. A tabela 4.14 mostra o resumo do
potencial na região. Nesta região hidrográfica destaca-se o aproveitamento hidrelétrico
de Boa Esperança, com uma potência instalada de 225 MW. Esta usina integra o
subsistema Nordeste do Sistema Interligado Nacional.
Tabela 4.14. Potencial na região hidrográfica Parnaíba (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
4.4.1 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região hidrográfica existem 5 usinas as quais o Governo Federal acompanha a
elaboração dos estudos de Viabilidade e elaboração dos estudos ambientais no sentido
de incluí-las nos próximos leilões de energia nova. Todas elas estão tendo seus estudos
de viabilidade elaborados, com previsão de conclusão para o mês de abril de 2005. Estas
usinas não estavam incluídas o Plano Decenal de Expansão 2003-2012. A tabela 4.15
relaciona estas usinas. A figura 4.6 mostra esta região hidrográfica e as usinas em
operação e planejadas localizadas nesta região.
50
Tabela 4.15. Usinas hidrelétricas na região hidrográfica do Parnaíba a serem
licitadas nos próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Pot
(MW)
2
Status
2
1 34100020 Ribeiro Gonçalves Parnaíba PI/MA 174 Estudo de viabilidade em elaboração
2 34100040 Uruçui Parnaíba PI/MA 164 Estudo de viabilidade em elaboração
3 34500010 Cachoeira Parnaíba PI/MA 93 Estudo de viabilidade em elaboração
4 34500020 Estreito Parnaíba PI/MA 86 Estudo de viabilidade em elaboração
5 34660000 Catelhano Parnaíba PI/MA 94 Estudo de viabilidade em elaboração
Total MW 611
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
51
Figura 4.6. Usina hidrelétrica em operação na região hidrográfica do rio Parnaíba.
52
4.5 Região Hidrográfica Atlântico Nordeste Oriental.
O potencial instalado na região é de apenas aproximadamente 8 MW de um total de 69
MW. Não existem usinas significativas planejadas para esta região hidrográfica. A
tabela 4.16 mostra o resumo da distribuição do potencial na região.
Tabela 4.16. Potencial na região hidrográfica Atlântico Nordeste Oriental (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
4.6 Região Hidrográfica do São Francisco.
4.6.1 Situação atual.
O potencial hidrelétrico estimado desta região hidrográfica é de aproximadamente
25.320 MW, sendo que deste total estão instalados 10.380 MW (16% do País). Nesta
região, destaca-se a sub-bacia dos rios São Francisco, Moxotó e outros, que representa
aproximadamente 70% do potencial total da bacia. A tabela 4.17 mostra o resumo da
distribuição do potencial na região.
Tabela 4.17. Potencial na região hidrográfica do São Francisco (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004, ANEEL, 2004c e ANA/GEF/PNUMA/OEA, 2004.
Atualmente existem 18 usinas em operação na bacia do rio São Francisco, das quais 9
estão localizadas no próprio rio São Francisco. Destas usinas 9 (considerando Paulo
Afonso 1,2 e 3) fazem parte do Sistema Interligado Nacional, sendo 8 integrantes do
subsistema Nordeste do SIN (Usina de Três Marias faz parte do subsistema Sudeste-
Centro-Oeste), tornando a bacia do rio São Francisco a principal fonte de energia para
abastecimento deste subsistema. A tabela 4.18 apresenta as usinas hidrelétricas desta
região, que integram o Sistema Interligado Nacional.
53
Tabela 4.18. Usinas em operação na região hidrográfica São Francisco.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 40990080 Três Marias São Francisco MG
396
2 42459080 Queimado Preto MG/GO
105
3 47750080 Sobradinho São Francisco BA
1.050
4 49042580 Luiz Gonzaga (Itaparica) São Francisco PE/BA
1.500
5 49208080 Apolônio Sales (Moxotó) São Francisco AL/BA
400
6 49210080 Paulo Afonso 1, 2, 3 São Francisco BA
1.425
7 49210084 Paulo Afonso 4 São Francisco BA
2.460
8 49340080 Xingó São Francisco AL/SE
3.162
Total MW 10.498
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
Uma grande parte dessas usinas em operação na bacia do rio São Francisco tem funções
de múltiplos usos, ou seja, além da geração de energia, o reservatório tem outras
funções, como de abastecimento humano e industrial, regularização de vazões, melhoria
da navegabilidade do rio, controle de cheias, irrigação, turismo, recreação,
empreendimentos de pesca, etc. O aproveitamento de Queimado (MG/GO) no rio Preto
foi o último aproveitamento hidrelétrico a entrar em operação comercial nesta região
hidrográfica, tendo sua terceira unidade geradora de 35 MW (3 x 35 MW) liberada para
operação comercial em julho de 2005.
4.6.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
O Plano Decenal de Expansão 2003-2012 relaciona usinas de caráter indicativo.
Algumas destas usinas se incluem na relação das usinas que o Governo Federal
acompanha a elaboração dos estudos de Viabilidade e elaboração dos estudos
ambientais no sentido de incluí-las nos próximos leilões de energia nova. A tabela 4.19
relaciona estas usinas.
Tabela 4.19. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica São Francisco
a serem licitadas nos próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
9 40865180 Retiro Baixo Paraopeba MG 82 Estudo de viabilidade em análise
10 45860080 Sacos Formoso BA 30
3
Estudo de viabilidade aprovado
11 48600100 Riacho Seco São Francisco PE/BA 240 Estudo de viabilidade em elaboração
12 48698900 Pedra Branca São Francisco PE/BA 320 Estudo de viabilidade em elaboração
Total MW 672
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004c,
3
-Informação MME
As usinas Riacho Seco e Pedra Branca ao constavam no Plano Decenal do Setor
Elétrico 2003-2012. Neste Plano, a usina Retiro (substituída por Retiro Baixo), estava
prevista com uma potência instalada de 110 MW. Entretanto uma revisão no estudo de
inventário deste trecho do rio Paraopeba alterou as características deste aproveitamento.
54
Já a usina de Sacos, estava prevista neste Plano com uma potência de 50 MW, de acordo
com o estudo de viabilidade aprovado pela ANEEL (ANEEL, 2004c).
As demais usinas classificadas como indicativas relacionadas no Plano Decenal 2003-
2012, estão relacionadas na tabela 4.20 abaixo.
Tabela 4.20. Usinas hidrelétricas indicativas na região hidrográfica São Francisco.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
2
Potência
(MW)
2
Status
3
13 41718080 Quartel 2 Paraúna MG 110 Inventário em análise
14 45840000 Gatos Formoso BA 33 Projeto básico aprovado: 27,9MW
Total MW
143
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- MME, 2002b,
3
-ANEEL, 2004c
Dentre estes estudos o aproveitamento de Quartel, previsto no plano decenal de 2003-
2012 com uma potência de 110 MW deve ser alterado em razão de que o trecho do rio
no qual se prevê este empreendimento foi revisado e encontra-se em análise na ANEEL,
prevendo-se uma potência total instalada de 90 MW (pode incluir mais de um
aproveitamento). Já o aproveitamento de Gatos, previsto no plano com uma potência
instalada de 33 MW tem aprovado projeto básico com potência instalada total de 27,9
MW, caracterizando portanto, como PCH. Entretanto, segundo informações obtidas na
Superintendência de Potenciais Hidráulicos – SPH da ANEEL, este processo está
paralisado, sem previsão de encaminhamento, existindo a possibilidade de realização de
novo estudo de inventário deste rio, para o estabelecimento de nova divisão de quedas.
A figura 4.7 mostra as usinas em operação e planejadas nesta região hidrográfica.
55
Figura 4.7. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do rio São
Francisco.
56
4.7 Região Hidrográfica Atlântico Leste.
4.7.1 Situação atual.
Esta região tem um potencial total de 3.840 MW, dos quais 564 MW já estão utilizados.
A tabela 4.21 apresenta um resumo da distribuição do potencial hidrelétrico na região.
Tabela 4.21. Potencial na região hidrográfica do Atlântico Leste (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
A tabela 4.22 apresenta as usinas hidrelétricas desta região, que integram o subsistema
Nordeste do Sistema Interligado Nacional. Além destas usinas, destacam-se nesta região
as usinas de Funil e Pedra, no rio das Contas, na Bahia com potências instaladas de 30
MW e 23 MW respectivamente.
Tabela 4.22. Usinas em operação na região hidrográfica do Atlântico Leste.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 54960080 Itapebi Jequitinhonha BA 475
2 55530000 Santa Clara Mucuri MG/BA 60
Total MW 535
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
4.7.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, diversas usinas se encontram no Plano Decenal de Expansão 2003-2012,
em diferentes estágios de desenvolvimento. A tabela 4.23 relaciona as usinas já
detentoras de outorga de concessão nesta região hidrográfica. No ANEXO 1 e ANEXO
2 encontram-se os cronogramas de desenvolvimento destas usinas. A figura 4.8 mostra
as usinas instaladas e planejadas nesta região hidrográfica.
Tabela 4.23. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica Atlântico
Leste.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
3 51490080 Pedra do Cavalo Paraguaçu BA 160 Em construção
4 54145080 Irapé Jequitinhonha MG 360 Em construção
5 54200080 Murta Jequitinhonha MG 120 Com concessão
Total MW 640
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
57
Figura 4.8. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do Atlântico
Leste.
58
4.8 Região Hidrográfica Atlântico Sudeste.
4.8.1 Situação atual.
O potencial hidrelétrico estimado desta região hidrográfica é de 14.566 MW, sendo que
deste total estão instalados 3.408 MW. A tabela 4.24 mostra a distribuição do potencial
hidrelétrico na bacia.
Tabela 4.24. Potencial na região hidrográfica do Atlântico Sudeste (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
Das usinas instaladas nesta região, 17 fazem parte do Sistema Interligado Nacional,
sendo que 16 são integrantes do subsistema Sudeste / Centro-oeste do SIN, e 1 do
subsistema Sul (Gov. Parigot de Souza), e estão listadas na tabela 4.25 a seguir.
Tabela 4.25. Usinas em operação na região hidrográfica do Atlântico Sudeste.
59
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 56675085 Guilman-Amorim Piracicaba MG 140
2 56688085 Sá Carvalho Severo MG 78
3 56819085 Salto Grande Santo Antônio MG 102
4 56820075 Porto Estrela Santo Antônio MG 112
5 56992280 Mascarenhas Doce ES 131
6 57760080 Rosal Itabapoana ES/RJ 55
7 58087780 Paraibuna Paraiba do Sul SP 85
8 58093080 Santa Branca Paraiba do Sul SP 58
9 58128180 Jaguari Jaguari SP 28
10 58240080 Funil Paraiba do Sul RJ 222
11 58521080 Sobragi Paraibuna MG 60
12 58651981 Ilha dos Pombos Paraiba do Sul RJ 183
13 59307080 Nilo Peçanha Ribeirão das Lajes RJ 380
14 59308182 Fontes Ribeirão das Lajes RJ 132
15 59309080 Pereira Passos Lajes RJ 100
16 80310080 Henry Borden Cubatao 1 SP 888
17 81301990 Parigot de Souza (Capivari-Cachoeira) Capivari/Cachoeira PR 260
Total MW 3.014
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
4.8.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, diversas usinas se encontram no Plano Decenal de Expansão 2003-2012,
em diferentes estágios de desenvolvimento. A tabela 4.26 relaciona as usinas já
detentoras de outorga de concessão na região hidrográficas. No ANEXO 1 e ANEXO 2
encontram-se os cronogramas de desenvolvimento destas usinas. A usina de Traíra II,
incluída no Plano Decenal de Expansão 2003-2012, teve sua concessão outorgada e
posteriormente extinta.
Tabela 4.26. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica Atlântico
Sudeste.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
18 56337080 Baú I Doce MG 110 Com concessão
19 56990777 Aimorés Doce MG 330 Em construção
20 58512080 Picada Peixe MG 50 Em construção
21 58678080 Itaocara Paraíba do Sul RJ 195 Com concessão
22 58780000 Barra do Braúna Pomba MG 39 Com concessão
Total MW 724
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
Além destas, o Plano Decenal de Expansão 2003-2012 relaciona usinas de caráter
indicativo, entre as quais se encontra a usina de Baguarí. Além desta outras usinas estão
60
na relação das usinas que o Governo Federal acompanha a elaboração dos estudos de
Viabilidade e elaboração dos estudos ambientais no sentido de incluí-las nos próximos
leilões de energia nova. A tabela 4.27 relaciona estas usinas.
Tabela 4.27. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica Atlântico
Sudeste a serem licitadas nos próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
23 56846075 Baguari Doce MG 140 Estudo de viabilidade aprovado
24 58632080 Simplício Paraíba do Sul MG/RJ 323 Estudo de viabilidade em elaboração
25 58800000 Barra do Pomba Paraíba do Sul RJ 80 Estudo de viabilidade em análise
26 58800500 Cambuci Paraíba do Sul RJ 50 Estudo de viabilidade em análise
Total MW 593
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
A figura 4.9 mostra as usinas em operação e planejadas nesta região hidrográfica.
Nesta região hidrográfica, está prevista a elaboração de estudo de Avaliação Ambiental
Integrada – AAI na bacia do rio Paraíba do Sul, no sentido de subsidiar futuros estudos
para o aproveitamento do potencial hidráulico para geração de energia.
Figura 4.9. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do Atlântico Sudeste.
62
4.9 Região Hidrográfica do Atlântico Sul.
4.9.1 Situação atual.
A maioria dos rios da região apresenta pequeno potencial para produção de energia. Em
termos de obras hidráulicas, as maiores estão relacionadas a aproveitamentos
hidrelétricos e irrigação, embora existam também obras para navegação e controle de
cheias (MMA, 2003). A tabela 4.28 mostra o como o potencial hidrelétrico está
distribuído nesta região hidrográfica.
Tabela 4.28. Potencial na região hidrográfica do Atlântico Sul (MW).
Fonte: Adaptado de SIPOT-Junho/2004.
A potência total instalada nesta região é de 1.290 MW. Existem 5 usinas hidrelétricas na
região, que produzem 1.093 MW, ou seja, 85 % da energia total gerada na bacia, e
integram o Sistema Interligado Nacional. A usina de Monte Claro foi a última a entrar
em operação comercial nesta região hidrográfica, tendo sua segunda unidade geradora
(2 x 65 MW) entrado em operação em dezembro de 2004. A tabela 4.29 lista as usinas
da região integrantes do Sistema Interligado Nacional.
Tabela 4.29. Usinas em operação na região hidrográfica do Atlântico Sul.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 85260001 Passo Real Jacuí RS 158
2 85300000 Salto Grande do Jacuí Jacuí RS 180
3 85365000 Itaúba Jacuí RS 500
4 85398000 Dona Francisca Jacuí RS 125
5 86440000 Monte Claro Antas RS 130
Total MW 1093
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
4.9.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, diversas usinas se encontram no Plano Decenal de Expansão 2003-2012,
em diferentes estágios de desenvolvimento. A Tabela 4.30 relaciona as usinas já
detentoras de outorga de concessão na região hidrográfica Entre estas, a usina de
63
Cubatão não estava incluída no Plano Decenal 2003-2012. No ANEXO 1 e ANEXO 2
encontram-se os cronogramas de desenvolvimento destas usinas.
Tabela 4.30. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica Atlântico
Sul.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
6 82280000 Cubatão Cubatão SC 50 Com concessão
7 83304000 Salto Pilão Itajaí SC 182 Com concessão
8 86290000 Castro Alves Antas RS 130 Em construção
9 86450000 14 de Julho Antas RS 100 Com concessão
Total MW 462
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
A figura 4.10 mostra as usinas em operação e planejadas nesta região hidrográfica.
64
Figura 4.10. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do Atlântico
Sul.
65
4.10 Região Hidrográfica do Uruguai.
4.10.1 Situação atual.
No contexto do uso múltiplo dos recursos hídricos, a Região Hidrográfica do Uruguai
apresenta um grande potencial hidrelétrico com uma capacidade total estimada de 13,6
GW dos quais aproximadamente 2,9 GW já se encontram instalados. A tabela 4.31
mostra a distribuição do potencial hidrelétrico na região hidrográfica do Uruguai.
Tabela 4.31. Potencial na região hidrográfica do Uruguai (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
Atualmente existe na porção brasileira um potencial hidrelétrico instalado de 2.860 MW,
distribuído entre 46 aproveitamentos, sendo quatro usinas hidrelétricas, Machadinho,
Passo Fundo e Itá – com potência de 2.936 MW. A tabela 4.32 apresenta as usinas da
região que fazem parte do Sistema Interligado Nacional.
Tabela 4.32. Usinas em operação na região hidrográfica do Uruguai.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 72690081 Machadinho Pelotas RS/SC 1.140
2 73200080 Itá Uruguai RS/SC 1.450
3 73420080 Passo Fundo Passo Fundo/Erechim RS 226
4 73600580 Quebra Queixo Chapecó SC 120
Total MW 2.936
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
4.10.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, o Plano Decenal de Expansão 2003-2012, apresenta usinas já detentoras
de outorga de concessão na região hidrográficas, relacionadas na tabela 4.33. No
ANEXO 1 e ANEXO 2 encontram-se os cronogramas de desenvolvimento de cada uma
das usinas.
66
Tabela 4.33. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica do
Uruguai.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
5 70450080 Pai Querê Pelotas RS/SC 292 Com concessão
6 70840080 Barra Grande Pelotas RS/SC 690 Em construção
7 71960080 Campos Novos Canoas SC 880 Em construção
8 73500080 Monjolinho Passo Fundo RS 67 Com concessão
9 73900080 Foz do Chapecó Uruguai RS/SC 855 Com concessão
Total MW 2.784
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
Além destas, o Governo Federal acompanha a elaboração dos estudos de Viabilidade e
elaboração dos estudos ambientais de algumas usinas no sentido de incluí-las nos
próximos leilões de energia nova. A tabela 4.34 relaciona estas usinas.
Tabela 4.34. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica do Uruguai a
serem licitadas nos próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
10 71540080 São Roque Canoas SC 214
Estudo de viabilidade em
elaboração
11 71810080 Garibaldi Canoas SC 150
Estudo de viabilidade em
elaboração
12 73900580 Itapiranga Uruguai RS/SC 724
Estudo de viabilidade em
elaboração
13 75310100 São José Ijuí RS 51
Estudo de viabilidade em
elaboração
14 75320100 Passo de São João Ijuí RS 77
Estudo de viabilidade em
elaboração
Total MW 1.216
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
Das usinas relacionadas na tabela 4.34, apenas Passo São João estava relacionada no
Plano Decenal de Expansão 2003-2012, como indicativa. A figura 4.11 mostra as usinas
instaladas e planejadas nesta região hidrográfica.
Na parte nacional da bacia do rio Uruguai, está prevista a elaboração de estudo de
Avaliação Ambiental Integrada no sentido de subsidiar futuros estudos para o
aproveitamento do potencial hidráulico para geração de energia.
Figura 4.11. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do rio Uruguai.
68
4.11 Região Hidrográfica do Paraná.
4.11.1 Situação atual.
A região possui a maior capacidade instalada de energia do País (38.916 MW,
aproximadamente 60 % do total nacional), assim como a maior demanda (75% do
consumo nacional) (ANEEL, 2002). Nesta região hidrográfica destaca-se com grande
potencial a sub-bacia que incluem os rios Paraná, Paranapanema, e outros. Todas as
sub-bacias desta região têm grande parte do seu potencial já instalado, com índices
superiores a 50 %. A tabela 4.35 mostra a distribuição do potencial hidrelétrico na
região. Praticamente não se dispõe mais de novas alternativas de aproveitamentos
hidrelétricos de grande porte nos rios principais, ocorrendo atualmente uma tendência
de desenvolvimento de projetos de pequenas centrais hidrelétricas em rios de menor
porte.
Tabela 4.35. Potencial na região hidrográfica do Paraná (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
Atualmente existem 179 usinas hidrelétricas instaladas na região, sendo 19 com
potência instalada acima de 1.000 MW. A tabela 4.36 lista as usinas integrantes do
Sistema Interligado Nacional.
Tabela 4.36. Usinas em operação na região hidrográfica Paraná.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 60160080 Emborcação Paranaiba MG 1.192
2 60330080 Nova Ponte Araguari MG 510
3 60351080 Miranda Araguari MG 408
4 60460000 Corumbá I Corumbá GO 375
5 60610080 Itumbiara Paranaiba MG/GO 2.280
6 60625080 Cachoeira Dourada Paranaiba GO 658
7 60877080 São Simão Paranaiba MG/GO 1.710
8 61061080 Camargos Grande MG 46
9 61065080 Itutinga Grande MG 52
10 61146080 Funil-Grande Grande MG 180
11 61661000 Furnas Grande MG 1.312
12 61730080 Mascarenhas de Moraes (Peixoto) Grande MG 478
69
13 61731080 Luiz Carlos Barreto Carvalho (Estreito) Grande SP/MG 1.104
14 61734080 Jaguara Grande SP/MG 424
15 61740080 Igarapava Grande SP/MG 210
16 61760080 Volta Grande Grande SP/MG 380
17 61796080 Porto Colômbia Grande MG 328
18 61811080 Caconde Pardo SP 80
19 61818080 Euclides da Cunha Pardo SP 109
20 61819080 Armando Salles de Oliveira (Limoeiro) Pardo SP 32
21 61941080 Marimbondo Grande SP/MG 1.488
22 61998080 José Ermírio de Moraes (Água Vermelha) Grande SP/MG 1.396
23 62020080 Ilha Solteira Paraná SP/MS 3.444
24 62729080 Barra Bonita Tietê SP 140
25 62744080 Alvaro Souza Lima Tietê SP 144
26 62790080 Ibitinga Tietê SP 131
27 62820080 Promissão (Mário Lopes Leão) Tietê SP 264
28 62829580 Nova Avanhandava (Rui Barbosa) Tietê SP 347
29 62900080 Três Irmãos Tietê SP 808
30 63007080 Souza Dias (Jupiá) Paraná SP/MS 1.551
31 63995079 Porto Primavera (Eng° Sérgio Motta) Paraná SP/MS 1.540
32 64215080 Armando A. Laydner (Jurumirim) Paranapanema SP 98
33 64219080 Pirajú Paranapanema SP 80
34 64270080 Chavantes Paranapanema PR/SP 414
35 64332080 Lucas Nogueira Garcez Paranapanema PR/SP 72
36 64345075 Canoas II Paranapanema PR/SP 72
37 64345080 Canoas I Paranapanema PR/SP 83
38 64516080 Capivara Paranapanema PR/SP 643
39 64535080 Taquaruçu Paranapanema PR/SP 554
40 64571080 Rosana Paranapanema PR/SP 372
41 64918979 Itaipu (Brasil – Paraguai) * Paraná PR 14.000
42 65774403 Bento Munhoz da Rocha Neto (Foz do Areia) Iguaçu PR 1.676
43 65805010 Segredo Iguaçu PR 1.260
44 65883051 Salto Santiago Iguaçu PR 1.420
45 65894991 Salto Osório Iguaçu PR 1.078
46 65973500 Salto Caxias Iguaçu PR 1.240
Total MW 46.183
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
70
* A potencia instalada atual de Itaipu é de 12.600 MW (Brasil e Paraguai). A potencia
de 14.000 MW inclui a previsão de expansão de 1.400 MW, com a entrada da 19ª e 20ª
unidades, em construção conforme Plano Decenal de Expansão 2003-2012.
4.11.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, diversas usinas se encontram no Plano Decenal de Expansão 2003-2012,
em diversos estágios de desenvolvimento. A tabela 4.37 relaciona as usinas já
detentoras de outorga de concessão na região hidrográficas. Nos ANEXOS 1 e 2
encontram-se os cronogramas de desenvolvimento destas usinas.
Tabela 4.37. Usinas hidrelétricas com concessão na região hidrográfica do Paraná.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
47 60035000 Serra do Facão São Marcos GO 222 Em construção
48 60360080 Capim Branco II Araguari MG 210 Em construção
49 60360085 Capim Branco I Araguari MG 240 Em construção
50 60444000 Corumbá IV Corumbá GO 127 Em construção
51 60446000 Corumbá III Corumbá GO 94 Com concessão
52 60878040 Caçu Claro GO 65 Com concessão
53 60878050 Barra dos Coqueiros Claro GO 90 Com concessão
54 60878210 Salto Verde GO 108 Com concessão
55 60878230 Salto Rio Verdinho Verde GO 93 Com concessão
56 60887100 Itumirim Correntes GO 50 Com concessão
57 60887200 Espora Correntes GO 32 Em construção
58 60887400 Olho d´Água Correntes GO 33 Com concessão
59 63280080 São Domingos Verde MS 48 Com concessão
60 64278080 Ourinhos Paranapanema PR/SP 44 Em construção
61 65824950 Santa Clara Jordão PR 120 Em construção
62 65825500 Fundão Jordão PR 120 Em construção
63 65925600 São João Chopim PR 60 Com concessão
64 65925880 Cachoeirinha Chopim PR 45 Com concessão
Total MW 1.801
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
Das usinas relacionadas, já se encontram em estágios mais adiantados de
desenvolvimento em relação às situações que se encontravam no Plano Decenal 2003-
2012. As usinas de Serra do Facão, Santa Clara e Fundão na elaboração do Plano
Decenal ainda não tinham suas construções iniciadas, enquanto as usinas Barra dos
Coqueiros, Caçu, Olho Dágua, Salto, Salto Rio Verdinho na elaboração ainda
aguardavam a outorga de concessão.
Além destas, o Plano Decenal de Expansão 2003-2012 relaciona usinas de caráter
indicativo. Algumas destas usinas estão na relação das usinas que o Governo Federal
acompanha a elaboração dos estudos de Viabilidade e elaboração dos estudos
ambientais no sentido de incluí-las nos próximos leilões de energia nova. A tabela 4.38
relaciona estas usinas.
71
Tabela 4.38. Usinas hidrelétricas localizadas na região hidrográfica do Paraná a
serem licitadas nos próximos leilões.
ID Código
1
Usina Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
1
Status
2
65 60029080 Paulistas São Marcos MG/GO 81 Sem informação
66 60878060 Itaguaçu Claro GO 130 Estudo de viabilidade aprovado
67 60878070 Foz do Rio Claro Claro GO 72 Estudo de viabilidade em elaboração
68 64481900 Telêmaco Borba Tibagi PR 120 Estudo de viabilidade em análise
69 64491200 Mauá Tibagi PR 388 Estudo de viabilidade em elaboração
70 64504200 Cebolão Tibagi PR 168 Estudo de viabilidade em elaboração
71 64505995 Jataizinho Tibagi PR 155 Estudo de viabilidade em elaboração
72 65940000 Salto Grande Chopim PR 53 Estudo de viabilidade aprovado
73 65983900 Baixo Iguaçu Iguaçu PR 340 Estudo de viabilidade em elaboração
Total MW 1.507
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ANEEL, 2004c
Das usinas relacionadas acima, as usinas Cebolão, Jataizinho e Baixo Iguaçu não
constavam no Plano Decenal 2003-2012. As demais usinas caracterizadas como
indicativas no Plano Decenal 2003-2012 estão listadas na tabela 4.39 abaixo.
Tabela 4.39. Usinas hidrelétricas indicativas na região hidrográfica do Paraná.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
3
74 60878030 Pontal Claro GO 99
Estudo de viabilidade em
elaboração
75 60878200 Tucano Verde GO 157 Inventário aprovado
76 61066080 São Miguel Grande MG 61 Inventário em elaboração
77 63005080 Porto Galeano Sucuriú MS 139 Inventário aprovado
78 65955150 Salto Chopim Chopim PR 68
Excluído em revisão de
inventário
79 65960050
Volta Grande do
Chopim
Chopim PR 84
Estudo de viabilidade em
elaboração
80 65961800 Paranhos Chopim PR 63
Estudo de viabilidade em
elaboração
Total MW 671
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- MME, 2002b,
3
-ANEEL, 2004c
O rio Chopim teve seu inventário revisado em 2003, e como resultado uma nova divisão
de quedas excluiu o aproveitamento de Salto Chopim da divisão de quedas, e mudou as
características do aproveitamento Volta Grande do Chopim (nova potência instalada de
54,7 MW), cujo estudo de Viabilidade do aproveitamento de Volta Grande do Chopim
está sendo elaborado.
A figura 4.12 mostra as usinas em operação e planejadas nesta região hidrográfica.
Nesta região hidrográfica está prevista a elaboração de estudo de Avaliação Ambiental
Integrada – AAI na bacia do rio Verde e bacia do rio Tibagi, no sentido de subsidiar
futuros estudos para o aproveitamento do potencial hidráulico para geração de energia.
Figura 4.12. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do rio Paraná.
73
4.12 Região Hidrográfica do Paraguai.
4.12.1 Situação atual.
Pela sua configuração fisiográfica, a Região Hidrográfica não apresenta grande
potencial para instalação de grandes usinas hidrelétricas. A tabela 4.40 apresenta um
panorama do potencial nesta região.
Tabela 4.40. Potencial na região hidrográfica do Paraná (MW).
Fonte: SIPOT-Junho/2004
Atualmente existem 13 aproveitamentos hidrelétricos instalados, totalizando 594 MW,
com destaque para as usinas de Jaurú, Itiquira I e II e Manso, que integram o subsistema
Sudeste/Centro-oeste do Sistema Interligado Nacional. A tabela 4.41 apresenta as usinas
em operação na região.
Tabela 4.41. Usinas em operação na região hidrográfica Paraguai.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
1 66055000 Jaurú Jaurú MT 122
2 66099000 Itiquira I Itiquira MT 61
3 66099001 Itiquira II Itiquira MT 95
4 66240080 Manso Manso MT 210
Total MW 488
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
-ONS, 2004
4.12.2 Planejamento da expansão do Setor Elétrico para a região.
Nesta região, o Plano Decenal de Expansão 2003-2012 inclui a usina Ponte de Pedra
(MS/MT) com 176 MW de potência instalada, e que se encontra em fase de construção
(tabela 4.42). No ANEXO 1 se encontra o cronograma de desenvolvimento desta usina.
A figura 4.13 mostra as usinas em operação e planejadas nesta região hidrográfica.
Tabela 4.42. Usina hidrelétrica com concessão na região hidrográfica do Paraguai.
ID Código
1
Usina
2
Rio
1
Estado
1
Potência
(MW)
2
Status
2
5 66114500 Ponte de Pedra Correntes MS/MT 176 Em construção
Total MW 176
Fonte:
1
-SIPOT-Jun/2004,
2
- ANEEL, 2004b
Figura 4.13. Usinas hidrelétricas existentes e planejadas na região hidrográfica do rio Paraguai.
75
5 INTEGRAÇÃO DAS ETAPAS DE PLANEJAMENTO
DO SETOR ELÉTRICO COM OS INSTRUMENTOS
DAS POLÍTICAS DE RECURSOS HÍDRICOS E
AMBIENTAL.
5.1 Instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos.
Neste item serão descritos três instrumentos da Política Nacional de Recursos Hídricos,
que são os Planos de Recursos Hídricos, a outorga dos direitos de uso dos recursos
hídricos e o Sistema de Informações de sobre Recursos Hídricos.
5.1.1 Planos de Recursos Hídricos.
Os Planos de Recursos Hídricos são definidos pela Lei nº 9.433/97 como planos
diretores que visam a fundamentar e orientar a implementação da Política Nacional de
Recursos Hídricos e o gerenciamento dos recursos hídricos devendo ser resultado de um
processo participativo, que contempla objetivos, metas e ações de curto, médio e longo
prazos, sendo considerado também como uma ferramenta de gestão do setor de recursos
hídricos (Garrido, 2000). Em seu artigo 7º, a Lei estabelece que os Planos de Recursos
Hídricos devem incluir como conteúdo mínimo entre outros:
• diagnóstico da situação atual dos recursos hídricos;
• análise de alternativas de crescimento demográfico, de evolução de
atividades produtivas e de modificações dos padrões de ocupação do solo;
• balanço entre disponibilidades e demandas futuras dos recursos hídricos,
em quantidade e qualidade, com identificação de conflitos potenciais;
• metas de racionalização de uso, aumento da quantidade e melhoria da
qualidade dos recursos hídricos disponíveis;
• medidas a serem tomadas, programas a serem desenvolvidos e projetos a
serem implantados, para o atendimento das metas previstas;
• prioridades para outorga de direitos de uso de recursos hídricos;
• diretrizes e critérios para a cobrança pelo uso dos recursos hídricos;
• propostas para a criação de áreas sujeitas a restrição de uso, com vistas à
proteção dos recursos hídricos.
A Lei estabelece que os Planos de Recursos Hídricos serão elaborados por bacia (os
planos de bacia), por Estado (os planos estaduais) e para o País (o Plano Nacional de
Recursos Hídricos).
O Conselho Nacional de Recursos Hídricos - CNRH, através da resolução CNRH n
o
17,
de 29 de maio de 2001, estabelece diretrizes complementares para a elaboração dos
planos de recursos hídricos das bacias hidrográficas, entre as quais:
• “os Planos de Recursos Hídricos deverão levar em consideração os planos,
programas, projetos e demais estudos relacionados a recursos hídricos
existentes na área de abrangência das respectivas bacias” (art. 2º, parágrafo
único);
76
• “os Planos de Recursos Hídricos devem estabelecer metas e indicar soluções
de curto, médio e longo prazos, com horizonte de planejamento compatível
com seus programas e projetos, devendo ser de caráter dinâmico, de modo a
permitir a sua atualização, articulando-se com os planejamentos setoriais e
regionais e definindo indicadores que permitam sua avaliação contínua, de
acordo com o art. 7º da Lei nº 9.433/97” (art. 7º);
• “os Planos de Recursos Hídricos, no seu conteúdo mínimo, deverão ser
constituídos por diagnósticos e prognósticos, alternativas de compatibilização,
metas, estratégias, programas e projetos, contemplando os recursos hídricos
superficiais e subterrâneos, de acordo com o art. 7º da Lei nº 9.433/97” (art.
8°), “avaliação do quadro atual e potencial de demanda hídrica da bacia, em
função da análise das necessidades relativas aos diferentes usos setoriais e
das perspectivas de evolução dessas demandas, estimadas com base na
análise das políticas, planos ou intenções setoriais de uso, controle,
conservação e proteção dos recursos hídricos” (art. 8°, § 1º, inciso II).
A alocação das águas de uma bacia é um componente do plano de recursos hídricos que
objetiva a garantia de fornecimento de água aos atuais e futuros usuários de recursos
hídricos, respeitando-se as necessidades ambientais em termos de vazões mínimas a
serem mantidas nos rios. Depois de definida a alocação de água, a autorização ao acesso
a cada usuário se dá através do instrumento da outorga.
5.1.2 Outorga de direitos de uso de recursos hídricos.
O regime de outorga de direitos de uso de recursos hídricos tem como objetivos
assegurar o controle quantitativo e qualitativo dos usos da água e o efetivo exercício dos
direitos de acesso à água. O “aproveitamento dos potenciais hidrelétricos”, de acordo
com a legislação em vigor, está sujeito à outorga de direitos de uso de recursos hídricos
pelo Poder Público. A Legislação também determina que a outorga e a utilização de
recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica estará subordinada ao Plano
Nacional de Recursos Hídricos, e que a outorga estará condicionada “as prioridades de
uso estabelecidas nos Planos de Recursos Hídricos”, preservando o uso múltiplo destes
(ver Capítulo 2).
Para licitar a concessão ou autorizar o uso de potencial de energia hidráulica em corpo
de água de domínio da União, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL (agora
a Empresa de Pesquisa Energética - EPE, pela Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004),
deve promover, junto à ANA, a prévia obtenção de declaração de reserva de
disponibilidade hídrica, sendo que quando o potencial hidráulico localizar-se em corpo
de água de domínio dos Estados ou do Distrito Federal, esta declaração será obtida em
articulação com a respectiva entidade gestora de recursos hídricos. Quando a instituição
ou empresa receber do Poder Concedente a concessão ou a autorização de uso do
potencial de energia hidráulica, a declaração de reserva de disponibilidade hídrica será
transformada automaticamente, pelo respectivo poder outorgante, em outorga de direito
de uso de recursos hídricos. De acordo com a legislação em vigor, as outorgas de direito
de uso de recursos hídricos para concessionárias e autorizadas de serviços públicos e de
geração de energia hidrelétrica vigorarão por prazos coincidentes com os dos
correspondentes contratos de concessão ou atos administrativos de autorização.
A ANA emitiu a Resolução ANA nº 131, de 11 de março de 2003, que dispõe sobre
procedimentos referentes à emissão de declaração de reserva de disponibilidade hídrica
77
e de outorga de direito de uso de recursos hídricos, para uso de potencial de energia
hidráulica superior a 1 MW em corpo de água de domínio da União (ver Capítulo 2).
Na análise do pedido de declaração de reserva de disponibilidade hídrica é verificada a
compatibilidade do projeto face aos usos múltiplos na bacia. A base destes estudos é a
alocação de água e prioridades para outorgas de uso estabelecidas no plano de recursos
hídricos da bacia, quando este existir. Esta resolução estabelece ainda que os detentores
de concessão e autorização de uso de potencial de energia hidráulica expedidas até a
data desta resolução, ou seja, 11 de março de 2003, ficam dispensados da solicitação de
outorga de direito de uso dos recursos hídricos.
É importante destacar que no processo de análise para emissão da declaração de reserva
de disponibilidade hídrica, a ANA e os órgãos gestores de recursos hídricos estaduais e
do Distrito Federal devem se articular visando a garantia dos usos múltiplos na bacia
hidrográfica. Essa articulação compreenderá consulta sobre os usos de recursos hídricos
nos rios de domínio federal, estadual ou do Distrito Federal que poderão afetar o
empreendimento ou por este serem afetados.
A declaração de reserva de disponibilidade hídrica vem dar condições para que o
processo de concessão do empreendimento hidrelétrico se inicie com a certeza de que a
empresa vencedora tenha a garantia da obtenção da outorga.
5.1.3 Sistema de Informações sobre Recursos Hídricos.
O Sistema de Informações sobre Recursos Hídricos - SNIRH foi estabelecido pela Lei
nº 9.433/97 tendo como princípios básicos, a descentralização da obtenção e produção
de dados e informações, a coordenação unificada do sistema e o acesso aos dados e
informações garantido à sociedade.
O SNIRH foi concebido como uma rede de diversos bancos de dados e informações,
para acesso aos usuários, cuja alimentação está a cargo de entidades públicas, federais,
estaduais e municipais, relacionadas à gestão dos recursos hídricos, sendo coordenado
de forma unificada. Entre seus objetivos destacam-se a divulgação de dados e
informações sobre a situação qualitativa e quantitativa dos recursos hídricos no Brasil e
o fornecimento de subsídios para a elaboração dos Planos de Recursos Hídricos.
A disponibilidade energética brasileira está fortemente vinculada à afluência nos
reservatórios hidrelétricos, o que torna de grande importância o conhecimento dos
regimes hidrológicos para o planejamento da operação e da expansão do sistema elétrico
brasileiro, bem como para mediar futuros conflitos gerados pelo uso múltiplo das águas.
5.2 Instrumentos da Política Nacional de Meio Ambiente.
Dentre os instrumentos da Política Nacional de Meio Ambiente, o licenciamento
ambiental tem sido motivo de preocupações dos agentes do Setor Elétrico Brasileiro,
seja pela necessidade de aprimoramento dos estudos ambientais ou pelos trâmites
administrativos para a obtenção das licenças. O licenciamento ambiental deve ser
entendido como um instrumento de controle e de gestão ambiental, que visa,
prioritariamente, assegurar a consecução dos objetivos e diretrizes da Política Nacional
de Meio Ambiente.
78
Ao longo do processo de licenciamento ambiental são expedidas, isoladas ou
sucessivamente, de acordo com a natureza, características e fase do empreendimento ou
atividade, as seguintes licenças: Licença Prévia (LP); Licença de Instalação (LI) e a
Licença de Operação (LO) (ver Capítulo 2).
A Licença Prévia é o momento mais importante de todo o processo de licenciamento,
pois é a etapa onde é demonstrada a viabilidade ambiental do empreendimento, e onde
praticamente todos os aspectos relacionados às intervenções são definidos. As demais
etapas são basicamente um detalhamento e execução do que foi definido no
licenciamento prévio. Esta licença é emitida com base nos Estudos de Impacto
Ambiental – EIA e no Relatório de Impacto Ambiental - RIMA do empreendimento, e
deve conter os requisitos básicos ou essenciais, orientações, recomendações e limitações
que deverão ser atendidas nas etapas de planejamento, instalação e operação do
empreendimento. A legislação (ver Capítulo 2) determina que para os empreendimentos
hidrelétricos, respeitadas as peculiaridades de cada caso, o requerimento da Licença
Prévia (LP) deverá ocorrer no início do estudo de viabilidade da Usina; a obtenção da
Licença de Instalação (LI) deverá ocorrer antes da realização da Licitação para
construção do empreendimento e a Licença de Operação (LO) deverá ser obtida antes
do fechamento da barragem.
Ao final de 2002, ficou definido que a autorização ou licitação de concessões de
empreendimentos hidrelétricos será realizada somente depois de comprovada a sua
viabilidade ambiental mediante a obtenção da Licença Prévia no órgão ambiental
competente, através de resolução do CNPE (ver Capítulo 2).
5.3 Implantação de aproveitamentos hidrelétricos.
A seguir serão descritos os processos de implantação de aproveitamentos hidrelétricos
de acordo com a capacidade instalada e a interação com os instrumentos das políticas de
recursos hídricos e de meio ambiente.
5.3.1 Aproveitamentos hidrelétricos com potência entre 1 MW e 30 MW – PCHs.
A implantação de usinas com potência entre 1 e 30 MW e com área total de reservatório
igual ou inferior a 3 km² (resolução ANEEL n° 652/03), depende de autorização do
Poder Concedente. Para autorizar esses aproveitamentos deve ser obtida a LP/LI (como
para estes aproveitamentos, não é necessária a elaboração de Estudos de Viabilidade, o
processo de obtenção da LP e LI podem ser simultâneos) e a declaração de reserva de
disponibilidade hídrica.
O início da construção do empreendimento está condicionado à apresentação da Licença
de Instalação. O início da operação está condicionado à apresentação da Licença de
Operação. A figura 5.1 a seguir mostra este processo:
79
Figura 5.1. Procedimentos para implantação de aproveitamentos
hidrelétricos com potência entre 1 e 30 MW – PCHs.
5.3.2 Implantação de aproveitamentos com potência superior a 30 MW
A implantação de usinas com potência instalada maior que 30 MW ou até 30 MW que
não se enquadram na condição de PCH, são objeto de concessão, mediante licitação.
Com base nos estudos de viabilidade, a ANEEL (até a instalação da EPE) solicita
declaração de reserva de disponibilidade hídrica à ANA ou ao órgão gestor estadual,
que será transformada em outorga de direito de uso de recursos hídricos após o
recebimento da concessão ou da autorização. No modelo em vigor até o final de 2003, o
processo para obtenção da Licença Prévia – LP era iniciado pelo interessado executor
do estudo de viabilidade, não sendo pré-requisito para a aprovação do estudo, e tinha
prosseguimento com o vencedor da licitação. Entretanto, a partir de 2004, esta Licença é
necessária para que qualquer empreendimento passe a fazer parte do programa de
licitações.
O início da construção do empreendimento está condicionado à aprovação do projeto
básico, à apresentação da Licença de Instalação. O início da operação está condicionado
à apresentação da Licença de Operação. A figura 5.2 a seguir apresenta processo para
implantação de UHE.
Figura 5.2. Procedimentos para implantação de aproveitamentos
hidrelétricos com potência acima de 30 MW – UHEs.
80
5.3.3 Aproveitamentos hidrelétricos com potência inferior a 1 MW – CGHs.
No caso de aproveitamentos hidrelétricos de até 1 MW, é necessária apenas a
comunicação a ANEEL, para fins de registro estatístico, não sendo objeto nem de
autorização nem de concessão, devendo neste caso ser obtida a outorga de direito de uso
de recursos hídricos diretamente ao órgão gestor dos recursos hídricos.
5.4 Avaliação Ambiental Estratégica - AAE.
A outorga de direitos de uso de recursos hídricos, a avaliação de impacto ambiental e o
licenciamento de projetos de significativo impacto ambiental consolidaram-se como
instrumentos de política de recursos hídricos e do meio ambiente. Contudo estes
instrumentos têm como objetivo subsidiar as decisões de aprovação de projetos de
empreendimentos individuais e não os processos de planejamento e as decisões políticas
e estratégicas que os originaram (MMA, 2002).
A Secretaria de Qualidade Ambiental nos Assentamentos Humanos (SQA/MMA) tem
como uma das principais metas de atuação o aprimoramento do licenciamento
ambiental e dos demais instrumentos de política e gestão ambiental. Uma das estratégias
de trabalho definidas por esta Secretaria é o desenvolvimento de atividades que visam á
implementação sistemática da Avaliação Ambiental Estratégica (AAE) nas diferentes
etapas de planejamento dos diversos setores do país. Neste sentido a SQA/MMA
celebrou um convênio com o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) para o
desenvolvimento do projeto “Definição de Instrumentos Auxiliares de Gestão
Ambiental para Bacias Hidrográficas” (CEPEL, 2002).
A Avaliação Ambiental Estratégica - AAE, cuja aplicação está crescendo em vários
países desenvolvidos e organizações internacionais nos últimos anos, vem sendo
apresentada como uma forma de avaliação de impactos ambientais de ações estratégicas
(políticas, planos e programas governamentais), que possibilita a consideração das
questões ambientais, dentro do processo de planejamento e tomada de decisão, de uma
forma mais efetiva.
Partidário (1999) define a AAE como “um procedimento sistemático e contínuo de
avaliação da qualidade e das conseqüências ambientais de visões e de intenções
alternativas de desenvolvimento, incorporadas em iniciativas de política, planejamento e
de programas, assegurando a integração efetiva de considerações biofísicas, econômicas,
sociais e políticas, o mais cedo possível em processos públicos de tomada de decisões”.
A AAE tem se mostrado um instrumento extraordinariamente flexível apresentando
variações no quadro da sua aplicação efetiva e potencial. A seguir, alguns tipos de AAE
citadas na literatura (Partidário, 1998):
• AAE (Avaliação Ambiental Estratégica) - termo genérico que identifica o
processo de avaliação de impactos ambientais de políticas, planos e programas;
• AAE Regional (Avaliação Ambiental Regional) - processo de avaliação das
implicações ambientais e sociais a nível regional de propostas de
desenvolvimento multissetorial numa dada área geográfica e durante um período
determinado;
81
• AAE Setorial (Avaliação Ambiental Setorial) - processo de avaliação de
políticas e de programas de investimento setoriais envolvendo subprojetos
múltiplos; apóia também a integração de questões ambientais em planos de
investimento em longo prazo.
A Política Nacional de Recursos Hídricos tem como um de seus fundamentos a bacia
hidrográfica como unidade territorial para a gestão e o planejamento dos recursos
hídricos. Da mesma forma a bacia hidrográfica também é utilizada como unidade de
planejamento de diversos setores usuários desses recursos, como é o caso do setor
elétrico. No planejamento dos empreendimentos hidrelétricos é na etapa de inventário
hidroelétrico que se define o “aproveitamento ótimo” do potencial hidrelétrico de uma
bacia hidrográfica.
Destaca-se que os Planos de Recursos Hídricos foram concebidos de modo a promover
a “articulação do planejamento de recursos hídricos com o dos setores usuários e com os
planejamentos regionais, estadual e nacional”. Termo de Referência para elaboração do
Plano Estratégico de Recursos Hídricos da Bacia Hidrográfica dos rios Tocantins e
Araguaia prevê a adoção de técnicas de Avaliação Ambiental Estratégica, seguindo
metodologia recomendada pela SQA/MMA para incorporação das variáveis ambientais
nos processos de decisão de políticas, planos e programas.
A aplicação da AAE regional para bacias hidrográficas será tão mais estratégica quanto
mais atender aos seguintes funções (CEPEL, 2002):
• Promover o conhecimento da situação ambiental da bacia hidrográfica, e
subsidiar a definição de objetivos e metas de sustentabilidade da área de
estudo.
• Identificar e delimitar áreas que deverão ou não ser objeto de intervenção:
zoneamento das restrições e das potencialidades.
• Avaliar a situação ambiental da bacia com a implantação do conjunto de
empreendimentos dos PPP’s propostos (componentes ambientais mais
afetados; efeitos cumulativos e sinérgicos mais prováveis).
• Propiciar uma abordagem estratégica para o processo de licenciamento
ambiental, permitindo a análise de conjuntos de empreendimentos propostos
para a bacia hidrográfica; identificar necessidade de reforço dos órgãos
ambientais para atender ao timing de implantação dos programas.
• Identificar a necessidade de estudos integrados para determinadas
interferências, com a finalidade de integrar as medidas compensatórias
propostas por cada empreendimento.
• Identificar oportunidades de potencialização de benefícios regionais e locais
pela análise integrada de vários empreendimentos.
• Identificar lacunas e deficiências na articulação entre os planos setoriais.
82
• Subsidiar a concepção de projetos e elaboração de futuros EIA’s (e outros
estudos ambientais) nessas áreas.
• Subsidiar a análise pelas agências ambientais de futuros EIA’s de
empreendimentos na mesma região.
• Subsidiar a elaboração de futuros planos de investimento para a bacia
estudada.
• Subsidiar a integração da gestão ambiental com a gestão dos recursos
hídricos.
• Subsidiar a elaboração dos Planos de Recursos Hídricos.
• Subsidiar a integração do planejamento e operação dos empreendimentos do
setor elétrico com a gestão ambiental da bacia hidrográfica e com os Planos
de Recursos Hídricos.
• Subsidiar a concepção de projetos de geração de energia elétrica.
A utilização da Avaliação Ambiental Estratégica pode levar às seguintes vantagens
(Burian, 2004):
• inserir empreendimentos hidrelétricos no contexto ambiental ao trazer os órgãos
ambientais ao processo de tomada de decisão inicial a respeito da viabilidade de
determinados empreendimentos;
• articulação para compatibilizar os aproveitamentos hidrelétricos com os usos
múltiplos dos reservatórios, principalmente tendo em vista a bacia hidrográfica
como um todo;
• identificação preliminar das questões de recursos hídricos e ambientais
relevantes com o tratamento adequado da dimensão espacial,
• sedimentação da idéia de se adotarem procedimentos de análise e avaliação
ambiental em todas as etapas do processo de planejamento, assim como a efetiva
incorporação da dimensão ambiental no planejamento.
O setor elétrico ao longo dos últimos anos já vem realizando esforços para incorporar a
dimensão ambiental de modo formal e sistemático desde as etapas iniciais do processo
de planejamento. Como exemplos podem ser citados os esforços já realizados na
sistematização dos estudos ambientais na etapa de inventário bem como aqueles
relacionados com a aplicação da AAE ao Plano Decenais de Expansão do Setor Elétrico
(ver item 3.2.2).
Entretanto, em função da possibilidade de não participação adequada dos órgãos
gestores ambientais, de recursos hídricos e da sociedade civil, na execução dos estudos
de inventário, estes, por exemplo, podem resultar em divisões de quedas que podem não
contemplar os requisitos ambientais e de recursos hídricos da bacia em questão.
83
Os processos para obtenção da outorga de usos dos recursos hídricos e de licenciamento
ambiental se iniciam respectivamente com a solicitação da declaração de reserva de
disponibilidade hídrica junto aos órgãos gestores de recursos hídricos e da solicitação da
licença prévia junto ao órgão ambiental. Isso pode implicar na dificuldade de avaliação
destas solicitações pelos órgãos em função do não conhecimento dos resultados dos
estudos de inventário realizados que resultaram na seleção do aproveitamento em
questão, em função da não avaliação adequada dos efeitos cumulativos e sinérgicos
resultantes do conjunto de aproveitamentos hidrelétricos que constam nestes Estudos de
Inventário.
Com o objetivo de avaliar os efeitos acumulativos e sinérgicos de um conjunto de
aproveitamentos numa bacia hidrográfica, está se desenvolvendo uma metodologia de
Avaliação Ambiental Integrada – AAI.
A AAI difere da AAE Setorial basicamente pelo fato desta considerar além de
aproveitamentos já existentes, diferentes elencos de aproveitamentos dentro de um
horizonte temporal, subsidiando o Setor para redução dos efeitos cumulativos e
sinérgicos referentes à implantação dos aproveitamentos já estudados. Já a AAI se
caracteriza por considerar um elenco de aproveitamentos definido dentro de um
horizonte de tempo (por exemplo, os aproveitamentos já aprovados em Estudos de
Inventário, e aproveitamentos detentores de concessão, em construção e em operação).
Nesse sentido, pode-se afirmar que a Avaliação Ambiental Estratégica e a Avaliação
Ambiental Integrada podem contribuir no sentido de subsidiar os diversos agentes
envolvidos no planejamento do setor elétrico, na identificação dos impactos
cumulativos e sinérgicos da implementação de um conjunto de aproveitamentos em uma
determinada bacia e com isso identificar quais seriam os aproveitamentos mais viáveis
de se prosseguir no processo de planejamento. Além disso, estas Avaliações
proporcionam o suporte necessário aos órgãos gestores de recursos hídricos e de meio
ambiente no processo de concessão de outorga de recursos hídricos e licenciamento
ambiental respectivamente.
84
6 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES.
A energia de fonte hidrelétrica responde por cerca de 91 % do total da matriz de
produção de energia elétrica no País. O potencial hidrelétrico no país é estimado em 260
GW, distribuído principalmente nas regiões hidrográficas Amazônica (41 %), Paraná
(22 %), Tocantins (10 %), São Francisco (10 %), Atlântico Sudeste (6 %) e Uruguai (5
%). Deste total, 66 GW (cerca de 25 %) já estão instalados, distribuídos principalmente
nas regiões hidrográficas do Paraná (59 %), São Francisco (15 %), Tocantins (11 %).
Pode-se concluir, portanto, que a energia de origem hidrelétrica foi e continuará sendo
estratégica para o desenvolvimento do País.
Baseado em informações do Plano Decenal de Expansão do Setor Elétrico 2003-2012,
dos Relatórios de Acompanhamento das Usinas Hidrelétricas (ANEEL, 2004b),
situação em 15/11/2004, no Relatório de Acompanhamento de Estudos e Projetos de
Usinas Hidrelétricas situação em 10/11/2004 (ANEEL, 2004c) em principio a expansão
da geração de energia de fonte hidrelétrica para os próximos 10 anos inclui:
• 20 usinas em construção, num total de 8,9 GW;
• 26 usinas detentoras de concessão, num total de 5,3 GW;
• 36 usinas a licitar no curto prazo, num total de 8,4 GW;
• 3 Usinas de grande porte estratégicas para o Governo Federal, que somam
18,7 GW;
• 12 Usinas consideradas indicativas pelo Plano Decenal, que totalizam
3,2 GW.
Esta relação de usinas mostra claramente a tendência da expansão do aproveitamento do
potencial hidrelétrico de regiões hidrográficas com grande potencial a explorar, ou seja,
Amazônica e a do Tocantins/Araguaia, cujos projetos somam um potencial aproximado
de 19 GW e 13 GW respectivamente. A figura 6.1 mostra um resumo da expansão da
geração hidrelétrica por região hidrográfica, para um horizonte de 10 anos.
O ANEXO 4 apresenta o mapa geral com localização destas usinas, das usinas
hidrelétricas em operação pertencentes ao SIN, e das principais usinas hidrelétricas
supridoras de sistemas isolados.
É importante destacar que o Plano Decenal do Setor Elétrico é revisado anualmente,
podendo haver em cada revisão a inclusão ou exclusão de determinados
aproveitamentos, principalmente em função da qualidade dos estudos ambientais e das
questões ambientais que vem dificultando o licenciamento, como também em função do
crescimento do mercado de energia elétrica.
85
Figura 6.1. Expansão da geração por região hidrográfica.
O estabelecimento da Política Nacional de Recursos Hídricos em 1997 , e em particular
do fundamento de que a gestão dos recursos hídricos deve proporcionar o uso múltiplo
das águas, conjugado ao momento de intensa transformação vivido pelo setor elétrico,
faz crescer em importância o papel do agente planejador da expansão do parque gerador
de energia elétrica do país, uma vez que ao realizar os estudos de longo e curto prazo,
fundamental para a oferta de oportunidades de investimento na expansão do setor,
deverá estar apto a oferecer cenários onde todos os riscos sejam conhecidos, sejam de
ordem estrutural, operacional ou ambiental, considerando ainda todos os aspectos
inerentes a empreendimentos desta natureza.
O Plano de Longo Prazo 2022 do Setor Elétrico (MME, 2002c) já identifica a incerteza
relacionada à implantação de diversos empreendimentos hidrelétricos quanto à
viabilidade ambiental, acrescentando que poucas são as alternativas disponíveis para sua
viabilização. Em função disso recomenda, além da realização de novos estudos de
inventário, uma maior integração entre o setor elétrico e de meio ambiente, aos quais
deve ser acrescentado o de recursos hídricos.
Os planos decenais do setor elétrico, elaborados a partir de 2001, apesar de
reconhecerem avanços já obtidos relativos à inclusão ambiental no seu planejamento,
86
têm manifestado a percepção de que algumas bacias hidrográficas vêm sofrendo
transformações radicais no ambiente aquático, em decorrência da ocupação de grande
extensão de seus cursos d’água. Em função disso, tais planos recomendam uma
integração dos projetos ou conjuntos de projetos no contexto dos Planos de Recursos
Hídricos, por meio da articulação com os Órgãos Gestores, Comitês de Bacias, e demais
instituições atuantes na bacia hidrográfica.
Kelman et al (2001) já menciona que, atualmente, em função da simultaneidade da forte
reestruturação no setor elétrico no País, e da implantação do Sistema Nacional de
Gerenciamento de Recursos Hídricos, onde estão incluídos os "comitês de bacias" e
"agências de água", torna-se preponderante realizar um planejamento integrado de
recursos. Nisto se insere a integração do planejamento de recursos hídricos e do
planejamento setorial para aproveitamento do potencial hidráulico para geração de
energia.
Em regiões onde estas instituições ainda não existem, é necessário que seja
desenvolvida uma adequada articulação, desde as fases iniciais de estudos de inventário,
entre EPE, ANEEL e ANA, visando a obtenção, para o setor, de “Reservas de
Disponibilidade Hídrica” e de “Outorgas de direito de Uso dos Recursos Hídricos”.
Esse estreito contato deverá ocorrer também, desde o início com os órgãos federais e
estaduais de meio ambiente e recursos hídricos, com a participação das comunidades
envolvidas. Esta articulação é fundamental no sentido de compatibilizar o aumento dos
outros usos dos recursos hídricos com o planejamento da operação de usinas existentes,
no sentido de evitar conflitos pelo uso dos recursos hídricos.
Nos estudo para o aproveitamento do potencial hidráulico para geração de energia
elétrica, recomenda-se um levantamento cuidadoso das regiões onde a iminência de
conflito se faz presente, principalmente em relação aos dois principais setores
tradicionalmente concorrentes com a geração hidrelétrica em grande escala: transporte
aquaviário e irrigação. Para isso, os estudos de inventário hidrelétrico desempenham
importância fundamental, pois durante sua elaboração, tanto os aspectos energéticos
quanto aos aspectos relacionados aos recursos hídricos e ambientais devem ser
considerados não apenas dentro da visão de setor elétrico, mas sim dentro de uma visão
que reflita os interesses de todos os atores atuantes na bacia hidrográfica em estudo.
Portanto, é importante que no desenvolvimento dos estudos de planejamento do setor
elétrico e em particular dos estudos específicos de cada aproveitamento, o plano de
recursos hídricos da bacia seja considerado, bem como a ANA e/ou órgãos gestores de
recursos hídricos estaduais devam ser consultados a cerca de outros volumes e restrições
a serem consideradas para atendimento dos usos múltiplos.
Por outro lado, é importante que a ANA e os órgãos gestores de recursos hídricos
estaduais desenvolvam métodos e critérios que orientem os responsáveis pelo
desenvolvimento de estudos de inventário e viabilidade, no sentido de que desenvolvam
seus estudos considerando todos os critérios de preservação dos usos múltiplos que
serão utilizados por estes órgãos no momento de analisar os pedidos de Declaração de
Reserva de Disponibilidade Hídrica para os projetos, de acordo com os processos legais
vigentes.
É importante ainda que os outros setores envolvidos (transporte aquaviário e irrigação)
desenvolvam estudos de planejamento que permitam o estabelecimento de Diretrizes
para a construção de uma Política Nacional realista o setor.
87
Os Planos de Recursos Hídricos de Bacias Hidrográficas deverão exercer um papel
articulador fundamental na integração das políticas entre esses setores. É importante
destacar que estes planos não representam uma mera reunião de planos regionais ou
setoriais, uma vez que a necessidade de uma visão global deve, necessariamente,
compatibilizar várias visões e trazer à tona conflitos potenciais ou mesmo trazer
sugestões de soluções aos já existentes.
A aplicação algumas modalidades de Avaliação Ambiental Estratégica já vem sendo
exigida em alguns Estados do País para subsidiar o processo de licenciamento ambiental
de aproveitamentos hidrelétricos. Esta avaliação pode contribuir no sentido de subsidiar
além do processo de licenciamento ambiental, o processo de concessão de outorga de
recursos hídricos e os diversos agentes envolvidos no planejamento do setor elétrico
visando identificar previamente a respeito de quais seriam empreendimentos mais
viáveis de se prosseguir no processo de planejamento.
Com relação às usinas já implantadas, é importante destacar que os detentores de
concessão e de autorização de uso de potencial de energia hidráulica expedidos até 2002
estão dispensados da solicitação de outorga de direito de uso dos recursos hídricos, mas
a ANA tem a competência de definir e fiscalizar as regras de operação dos respectivos
reservatórios, podendo em função do interesse público e respeito ao uso múltiplo das
águas, estabelecer restrições operacionais não identificadas na fase de projeto. Já em
relação a estudos de inventário e viabilidade realizados, torna-se necessário que sejam
revisados no sentido de atender aos resultados provenientes da elaboração dos planos de
recursos hídricos (quando houver), e que seja verificado se não há conflito de uso
múltiplo, e se a disponibilidade de água considerada nos estudos energéticos destas
usinas levou em conta os usos múltiplos atuais e futuros.
Com respeito à implantação de novas Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCH´s, é
importante que sejam analisados os rebatimentos sobre outros usos dos recursos
hídricos que, embora de menores vultos, podem ser ainda significativos, pelo grande
número de empreendimentos e pelos eventuais sinergismos desfavoráveis que eles
possam ter, quando concentrados numa mesma região, num mesmo rio ou numa mesma
bacia.
88
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providências.
89
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Federal e Municípios, compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo
ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos
minerais em seus respectivos territórios, plataformas continentais, mar territorial ou
zona econômica exclusiva, e dá outras providências. (Art. 21, XIX da CF).
BRASIL. Lei n. 8.631, de 4 de março de 1993. Dispõe sobre a fixação dos níveis das
tarifas para o serviço público de energia elétrica, extingue o regime de remuneração
garantida e dá outras providências.
BRASIL. Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995. Dispõe sobre o regime de concessão
e permissão da prestação de serviços públicos previsto no art. 175 da Constituição
Federal, e dá outras providências.
BRASIL. Lei n. 9.074, de 07 de julho de 1995. Estabelece normas para outorga e
prorrogações das concessões e permissões de serviços públicos, e dá outras
providências.
BRASIL. Lei n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996. Institui a Agência Nacional de
Energia Elétrica - ANEEL, disciplina o regime das concessões de serviços públicos de
energia elétrica e dá outras providências.
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Hídricos, cria o Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos, regulamenta
o inciso XIX do art. 21 da Constituição Federal, e altera o art. 1º da Lei n. 8.001, de 13
de março de 1990, que modificou a Lei n. 7.990, de 28 de dezembro de 1989.
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de 25 de abril de 1961, n. 8.666, de 21 de junho de 1993, n. 8.987, de 13 de fevereiro de
1995, n. 9.074, de 7 de julho de 1995, n. 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e autoriza o
Poder Executivo a promover a reestruturação da Centrais Elétricas Brasileiras -
ELETROBRÁS e de suas subsidiárias e dá outras providências.
BRASIL. Lei n. 9.984, de 17 de julho de 2000. Dispõe sobre a criação da Agência
Nacional de Águas - ANA, entidade federal de implementação da Política Nacional de
Recursos Hídricos e de coordenação do Sistema Nacional de Gerenciamento de
Recursos Hídricos, e dá outras providências.
BRASIL. Lei n. 10.438, de 26 de abril de 2002. Dispõe sobre a expansão da oferta de
energia elétrica emergencial, recomposição tarifária extraordinária, cria o Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), a Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE), dispõe sobre a universalização do serviço público
de energia elétrica, dá nova redação às Leis no 9.427, de 26 de dezembro de 1996, no
9.648, de 27 de maio de 1998, no 3.890-A, de 25 de abril de 1961, no 5.655, de 20 de
maio de 1971, no 5.899, de 5 de julho de 1973, no 9.991, de 24 de julho de 2000, e dá
outras providências.
BRASIL. Lei n. 10.847, de 15 de março de 2004. Autoriza a criação da Empresa de
Pesquisa Energética - EPE, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, e dá outras
providências.
90
BRASIL. Lei n. 10.848, de 15 de março de 2004. Dispõe sobre a comercialização de
energia elétrica, altera as Leis nos 5.655, de 20 de maio de 1971, 8.631, de 4 de março
de 1993, 9.074, de 7 de julho de 1995, 9.427, de 26 de dezembro de 1996, 9.478, de 6
de agosto de 1997, 9.648, de 27 de maio de 1998, 9.991, de 24 de julho de 2000, 10.438,
de 26 de abril de 2002, e dá outras providências.
BRASIL. Decreto nº 24.643, de 10 de julho de 1934. Decreta o Código de Águas.
BRASIL. Decreto n. 2.655, de 02 de julho de 1998. Regulamenta o Mercado Atacadista
de Energia Elétrica e define as regras de organização do Operador Nacional do Sistema
Elétrico - ONS, de que trata a Lei 9.648 de 27.05.1998, revoga os Decretos 73.102 de
07.11.1973 e 1.009 de 22.12.1993, e dá outras providências.
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93
MINISTÉRIO DO
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