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1
AVALIAÇÃO DA VIABILIDADE DE
REVITALIZAÇÃO DE MICROCENTRAIS
HIDRELÉTRICAS DA MICROREGIÃO DE
LAVRAS
LUCIANO MENDES DOS SANTOS
2004
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2
LUCIANO MENDES DOS SANTOS
AVALIAÇÃO DA VIABILIDADE DE REVITALIZAÇÃO DE
MICROCENTRAIS HIDRELÉTRICAS DA MICROREGIÃO DE LAVRAS
Dissertação apresentada à Universidade Federal
de Lavras como parte das exigências do Programa de
Pós-Graduação em Engenharia Agrícola, área de
concentração em Construções Rurais e Ambiência, para
obtenção do título de mestre
Orientador: Prof. Dr. Giovanni Francisco Rabelo
Co-Orientador: Prof. Dr. Roberto Alves Braga Júnior
LAVRAS
MINAS GERAIS – BRASIL
2004
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3
Ficha Catalográfica Preparada pela Divisão de Processos Técnicos da
Biblioteca Central da UFLA
Santos, Luciano Mendes dos
Avaliação da viabilidade de revitalização de microcentrais hidrelétricas da microregião
de Lavras / Luciano Mendes dos Santos.
-- Lavras
: UFLA, 2004.
55 p. : il.
Orientador: Giovanni Francisco Rabelo.
Dissertação (Mestrado) – UFLA.
Bibliografia.
1. Usina hidroelétrica. 2. Revitalização. 3. Fonte alternativa de energia.
I. Universidade Federal de Lavras. II. Título.
CDD-333.79
-621.31
4
LUCIANO MENDES DOS SANTOS
AVALIAÇÃO DA VIABILIDADE DE REVITALIZAÇÃO DE
MICROCENTRAIS HIDRELÉTRICAS DA MICROREGIÃO DE LAVRAS
Dissertação apresentada à Universidade Federal
de Lavras como parte das exigências do Programa de
Pós-Graduação em Engenharia Agrícola, área de
concentração em Construções Rurais e Ambiência, para
obtenção do título de mestre
Aprovada em 28 de Janeiro de 2004
Prof. Dr Roberto Alves Braga Júnior UFLA
Prof. Dr André Luiz Zambalde UFLA
Prof. Dr. Giovanni Francisco Rabelo
UFLA
(orientador)
LAVRAS
MINAS GERAIS – BRASIL
2004
5
AGRADECIMENTOS
À Universidade Federal de Lavras, Departamento de Engenharia, pela
realização do mestrado
Aos orientadores, Professores Drs. Giovanni Francisco Rabelo e Roberto
Alves Braga Júnior, pela amizade, orientação, apoio e incentivo a este
trabalho
Aos professores Tomás de Aquíno Ferreira e Ana Cristina Rouiller, pela
amizade e incentivo
Aos Srs. Jairo Arriel e Henrique Arriel, proprietários da Fazenda
Carinhosa
Aos colegas Silvestre Rodrigues e Luciano dos Santos
Às secretárias Daniela, Juliana, Cintia e Regina
Ao Servidor Técnico-Administrativo, Sr. João Lucas Furtado (in
memorian)
A minha família e a todos os amigos que me ajudaram na conclusão
deste trabalho.
6
SUMÁRIO
SUMÁRIO Página
LISTA DE TABELAS
LISTAS DE FIGURAS
LISTAS DE EQUAÇÕES
RESUMO.............................................................................................................. i
ABSTRACT ........................................................................................................ii
1. INTRODUÇÃO............................................................................................... 1
2. OBJETIVOS.................................................................................................... 5
3. REFERENCIAL TÉORICO............................................................................ 6
3.1. Estado da Arte da Matriz Energética Brasileira............................................ 6
3.2. Classificação das centrais de geração ........................................................... 8
3.3. Definições................................................................................................... 10
3.3.1. Suprimento de energia ............................................................................. 10
3.3.2. A Agência Nacional de Energia Elétrica ................................................. 10
3.3.3. Geração de Energia.................................................................................. 12
3.3.4. Concessionário de energia ....................................................................... 13
3.3.5. Permissionários........................................................................................ 14
3.3.6. Autoprodutor............................................................................................ 15
3.3.7. Produtor independente ............................................................................. 16
3.3.8. Cooperativas ............................................................................................ 17
3.3.9. Transmissão e distribuição....................................................................... 18
3.3.10. Comercialização..................................................................................... 19
3.3.11. Co-geração de energia ........................................................................... 20
3.4. Participação das Fontes Alternativas de Energia Elétrica na Matriz
Energética Brasileira.......................................................................................... 21
7
3.5. Aspectos Legais e Órgãos Ambientais ....................................................... 23
3.5.1. Agência Nacional de Águas ................................................................... 23
3.5.2. Instituto Mineiro de Gestão das águas..................................................... 24
3.5.3. Outorga .................................................................................................... 25
3.5.3.1. Modalidades de outorga........................................................................ 25
3.5.3.2. Documentação necessária para a obtenção da outorga......................... 27
3.6. Documentos da ANEEL ............................................................................. 28
3.7. Aspectos técnicos e econômicos de microcentrais hidrelétricas................. 28
3.8. Turbinas ...................................................................................................... 30
3.9. Geradores.................................................................................................... 31
3.10. Reguladores .............................................................................................. 32
4. MATERIAL E MÉTODOS........................................................................... 33
5. RESULTADOS E DISCUSSÃO................................................................... 35
5.1. Primeiro caso analisado .............................................................................. 35
5.1.1. Avaliação do estado de conservação da central....................................... 35
5.1.2. Avaliação de custo de revitalização da central ........................................ 42
5.2. Segundo caso analisado .............................................................................. 44
5.2.1. Avaliação do estado de conservação da central....................................... 44
5.2.2. Avaliação de custo de revitalização da central ........................................ 45
6. CONCLUSÕES ............................................................................................. 48
7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................... 49
8. ANEXO ......................................................................................................... 52
8
LISTA DE TABELAS
Página
TABELA 1 – Classificação das centrais hidrelétricas de pequeno porte,
Braga Jr & Salecker,1999.......................................................................... 8
TABELA 2 – Quadro de fontes geradoras de energia elétrica em funcionamento
no Brasil, ANEEL, 2003.................................................................................... 21
TABELA 3 – Quadro de usinas geradoras de energia elétrica previstas para
construção no Brasil, ANNEL, 2003................................................................. 22
TABELA 4 – Quadro de Potencial Brasileiro de geração outorgado, ANNEL,
2003 ................................................................................................................... 23
TABELA 5 – Dados de ciclo das fornadas sem pré-aquecimento..................... 40
TABELA 6 – Dados de ciclo das fornadas com pré-aquecimento .................... 41
TABELA 7 – Quadro de custo de revitalização da micro central, Fazenda
Carinhosa, Perdões - MG................................................................................... 43
TABELA 8 – Quadro de levantamento de custo de revitalização da microcentral
Esmeril, Coqueiral - MG ................................................................................... 48
9
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 – Mapa do potencial energético produzido no
Brasil, Eletrobras, 2003 ....................................................................................... 7
FIGURA 2 – Fotografia do canal de adução, instalados
para o projeto ..................................................................................................... 37
FIGURA 3 – Fotografia da roda pelton instalada no
projeto, Perdões - MG........................................................................................ 35
FIGURA 3a – Canal de Adução com 220 metros de comprimento,
localizado na Fazenda Esmeril .......................................................................... 41
FIGURA 3b – Barragem de concreto e pedra, Fazenda Esmeril....................... 41
FIGURA 4 – Sistema de Adução tipo caixa aberta ........................................... 42
LISTA DE EQUAÇÕES
(1) Q = 0,8 x L x A/t........................................................................................ 36
(2) P = 9,8 · Q · H · η ...................................................................................... 36
(3) P = V
2
/R ..................................................................................................... 41
(4) E.= P x ∆t .................................................................................................. 42
(5) Q = m.c. ∆θ ................................................................................................. 42
10
RESUMO
SANTOS, Luciano Mendes dos. Avaliação da viabilidade de revitalização
de microcentrais hidrelétricas da microregião de Lavras. 2004. 56 p.
Dissertação (Mestrado em Engenharia Agrícola) – Universidade Federal de
Lavras.*
Devido às condições de relevo, a região do Sul de Minas na década de 60
dispunha de micro, mini e pequenas centrais hidrelétricas localizadas em
propriedades rurais que lhes as forneciam energia elétrica individualmente, bem
como a algumas indústrias. Com o desenvolvimento das concessionárias, a
comodidade oferecida por elas provocou a desativação dessas centrais. A crise
do setor elétrico brasileiro experimentada em 2001 e a reforma da Lei de
Concessão de Serviços Públicos despertaram o interesse de muitos produtores
em reativar tais empreendimentos, para garantir sua autonomia sobre os
negócios; o registro desses empreendimentos pode ser conseguido por pessoa
física ou jurídica que não seja o proprietário. Este trabalho tem por objetivo
fazer uma avaliação da viabilidade de revitalização de microcentrais
hidrelétricas da micro-região de Lavras. São analisadas 14 usinas de geração de
energia elétrica desativadas e selecionadas 2 para o estudo completo devido às
melhores condições de conservação. Em um deles é implementada a
microcentral hidrelétrica onde são avaliadas a capacidade de geração, o custo de
investimento para a revitalização. Neste caso, a energia gerada é utilizada para
aquecimento de água do processo de produção de aguardente de cana-de-açúcar.
O sistema de geração revitalizado mostrou-se viável, refletindo-se no incremento
de um ciclo na produção, o que representa um aumento percentual de 33%.No
outro caso são avaliadas as condições para implantação e registro de micro
central hidrelétrica junto à ANEEL.
* Orientador: Giovanni Francisco Rabelo
i
11
ABSTRACT
SANTOS, Luciano Mendes dos. Analysis of the viability technical of the
reactivetion of hidroeletric microcentral in the agricultural properties.
2004. 64 p. Dissertation (Master in Engineer Agricultural) – Universidade
Federal de Lavras. *
Due to topography and hydrologic conditions, the region of the South of
Minas Gerais was market by the presence of small hydropower plants in the
1960s that were use to feed farm properties and some industries. The
development of the distributors companies and the comfort offered to farmers
have promoted the deactivating of those hydropower. The energy crisis of
brazilian electricity sector in the year of 2001 and reform legislation of
concession of public services increase the interest of many producers in
reactivating such business to guarantee its autonomy. Therefore the register of
these small hydropower can be obtained by natural person or legal person who is
not the owner. This work aims to analyze the technical viability in the light of
reactivating small hydropower’s installed in the agricultural properties. This
work presents a study of 14 energy generation plants, where 2 of then were
selected to develop a complete study due to their better conservation conditions.
In one of them, the capability of generation and the cost of investment for the
reactivation are calculated and its operations is implemented. The produced
energy in that case was used to heat the water used in the process of sugar cane
brandy production. The reactivating system showed, promoting the increment of
one cycle in the production, what represents a percentile increase of 33%. In the
second case the conditions for operation and revitalization are analyzed and the
cost was calculated. The registration of the generation central in the ANEEL
(regulate organization) is filled.
* Adviser: Giovanni Francisco Rabelo
ii
1
1. INTRODUÇÃO
1.1 Considerações Iniciais
A eletricidade hoje é tratada como uma “commodity” traduzindo-se
para a língua portuguesa significa mercadoria. Patterson (2000) afirma que esse
tratamento é equivocado, pois 1/3 da população mundial (cerca de dois bilhões
de pessoas) não tem acesso à eletricidade. A realidade brasileira não é muito
diferente da mundial. Atualmente no Brasil existem 55,7 milhões de
propriedades. Em se tratando de propriedades rurais, apenas 1,53 milhões são
atendidas por uma concessionária de energia elétrica. De acordo com Brasil
(2000), segundo o Censo 2000 do IBGE, há aproximadamente 15 milhões de
pessoas economicamente ativas no meio rural do país, mas cerca de 1/3 delas
trabalham em ocupações não-agrícolas, como é o caso de pedreiros, motoristas,
caseiros, empregadas domésticas e outras.
As dificuldades de implantação de um sistema de abastecimento de
energia elétrica rural se devem à baixa densidade de consumo, em função das
distâncias que separam as propriedades e à pequena demanda por energia da
maioria das propriedades, o que resulta em baixa rentabilidade do investimento
para a concessionária. Estes fatores tornam esse mercado pouco atraente para as
concessionárias de energia elétrica.
A eletricidade é uma utilidade imprescindível na melhoria da
produtividade rural, bem como na melhoria da qualidade de vida das pessoas e
pode ser um grande catalisador de transformações, no que se refere à fixação do
homem no campo. Através da eletricidade, o homem do campo passa a ter
acesso à informação, através da mídia e multimídia, o que, de forma direta,
disponibiliza a educação e permite o desenvolvimento tecnológico dos sistemas
deprodução.
2
Estima-se que 86% da energia brasileira é gerada através da utilização
de duas características naturais: água que se mantém devido ao regime de chuvas
e força da gravidade devido ao relevo. Através da construção de barragens
consegue-se uma regulação da vazão, como se fosse uma reserva de energia
elétrica, compensando os anos de pouca chuva.
Em 1957 o Brasil construiu a Usina de Furnas, visando o
desenvolvimento industrial, marcando o nascimento do moderno sistema elétrico
brasileiro. Na operação desse sistema planejava-se a expansão de modo que a
demanda prevista para os cinco anos subseqüentes permanecesse sempre igual à
energia firme (energia que pode ser gerada durante o período de seca), gerando
uma taxa de risco relativamente baixa, ou seja, em torno de 5%. A partir de sua
entrada em operação, o Sistema Furnas foi-se aperfeiçoando, através de sua
interligação por meio de linhas de transmissão com outros sistemas de geração,
o que permitia um operador central do sistema racionalizar o uso da água em
todo o país.
A reforma do sistema elétrico, realizada no governo do Presidente
Fernando Henrique Cardoso, criou uma empresa privada chamada ONS
(Operador Nacional do Sistema), encarregada de controlar toda geração, seja ela
feita em usinas privadas ou estatais, substituindo o grupo de concessionárias de
operação interligada. Isso acarretou outros problemas regionais, pois ao se
diminuir muito o nível dos reservatórios pode-se afetar a navegabilidade de rios.
Não se pode esquecer também do uso múltiplo dos lagos, onde se destaca o
lazer. Muitas empresas investiram em turismo e esportes náuticos, de forma que
as ações da ONS sempre interferem também na rentabilidade desses
empreendimentos.
Onde fica o meio rural? A energia para o meio rural depende de
iniciativas dos governos. Em 2000 foi anunciado um plano para levar energia a
um milhão de propriedades rurais e domicílios até 2004, denominado Programa
3
Luz no Campo (Eletrobras, 2000). O Brasil é um país com enorme potencial
hidráulico, mas só uma pequena parte desse potencial é utilizada para gerar
eletricidade. Existe água, a tecnologia é amplamente conhecida, e há
equipamentos adequados disponíveis no mercado. Em um futuro imediato, com
a privatização das concessionárias de energia elétrica, prevê-se a implantação de
uma política de realismo tarifário, com o conseqüente término dos subsídios para
população de baixa renda, bem como para produtores rurais. O Programa Luz
no Campo depende do governo estadual, apoiado pelas prefeituras municipais e
diversas entidades empenhadas em levar energia elétrica para o interior.
A eletricidade é um dos mais importantes insumos para o
desenvolvimento econômico do setor agropecuário e indispensável para a
promoção do bem-estar do homem do campo. Desta forma, programas como o
da Luz no Campo exercem forte impacto social e econômico, com geração de
trabalho e renda que refletirá no faturamento da indústria, do comércio e dos
serviços. O aumento da produção e da produtividade será possível,
principalmente, pela mecanização e modernização dos equipamentos agrícolas,
gerando acréscimo de arrecadação tributária e fazendo com que o Estado e os
municípios possam investir em outros projetos de desenvolvimento. Esse tipo
de programa representa melhoria na qualidade de vida da população rural,
facilita o acesso à educação, saúde, informação e lazer, além de evitar o êxodo
rural. Entretanto, sabe-se que os governos subseqüentes nem sempre dão
continuidade aos programas de governos anteriores. Assim as propriedades
rurais não eletrificadas ficam à mercê da vontade de uma política dos
governantes para sanar esta situação. Desta forma, diferentemente de
eletrificação, o que se deve buscar é uma independência completa ou parcial das
propriedades, no que se refere à energia elétrica, buscando utilizar as fontes
energéticas renováveis existentes no campo a fim de atender às necessidades da
propriedade. Das fontes existentes, destacam-se a energia solar, eólica,
4
biomassa, as micro e usinas hidrelétricas, podendo ser esta última de pequeno
impacto ambiental, baixo custo operacional, pouca manutenção, facilidade e
rapidez de construção.
Segundos dados da Cemig (1995), na década de 60, a região de Lavras
possuía 44 microcentrais hidrelétricas, com a implantação das concessionárias
oferecendo energia de qualidade a um custo baixo todas as microcentrais foram
desativadas.
Este trabalho buscou avaliar a situação das microcentrais hidrelétricas na
região de Lavras e conseguiu identificar ainda 14 unidades desativadas.
A avaliação das microcentrais baseou-se em critérios técnico-
econômicos para a revitalização. Neste caso, foram escolhidas duas unidades
para o trabalho. As unidades selecionadas tratam de dois casos distintos, e
envolvem usinas hidrelétricas de tamanhos diferentes. Em uma propriedade, a
microcentral foi revitalizada e toda a energia utilizada no aquecimento de água.
Em outra, foi feito um levantamento para futuramente ser revitalizada e obter o
registro de microcentral hidrelétrica junto à ANEEL.
Em ambos os casos foram considerados os aspectos legais e ambientais
para registro do aproveitamento junto aos órgãos governamentais competentes.
5
2. OBJETIVO
Avaliar a viabilidade técnico-econômica de revitalização de
microcentrais hidrelétricas na região de Lavras Minas Gerais.
6
3. REFERENCIAL TEÓRICO
3.1 A Matriz Energética Brasileira
O sistema elétrico brasileiro apresenta como particularidade grandes
extensões de linhas de transmissão e um parque produtor de geração
predominantemente de hidrelétrica. O mercado consumidor, cerca de 47,2
milhões de unidades, concentra-se nas regiões sul e sudeste, mais
industrializadas. A região norte é atendida de forma intensiva por pequenas
centrais geradoras, a maioria termo-elétricas a óleo diesel.
Um aspecto crucial na gerência da água doce é sua desigual distribuição.
O Brasil, por exemplo, é agraciado com cerca de 12% da água doce do mundo e
70% dessa água corresponde à Bacia Amazônica, no norte do País; os 30%
restantes correspondem às demais regiões, sendo que o Nordeste dispõe de
poucos mananciais. Essa má distribuição requer uma política séria dos governos,
mas depende também da participação dos empresários e da comunidade em
geral.
Um dado positivo neste particular é que o Brasil já dispõe de legislação
consubstanciada na Lei Federal n.º 9433, de 8 de janeiro de 1997, que estabelece
a política nacional de recursos hídricos. O mais importante é aplicá-la com a
ampla participação de toda a população que deverá passar por um processo de
educação e conscientização. Finalmente, deve-se estar atento ao fato de que, em
futuro próximo, a água será matéria de exportação, como acontece hoje com o
petróleo.
A maior parcela da geração de energia elétrica do Brasil vem dos seus
recursos hídricos. A Figura 1 apresenta o mapa do Brasil com o potencial de
geração atual. A capacidade de geração de energia elétrica está no seu limite,
independente da fonte de geração.
7
FIGURA 1 – Potencial brasileiro de geração de energia
De acordo com Eletrobras (2002), o mercado de energia elétrica
experimenta um crescimento da ordem de 4,5% ao ano, devendo ultrapassar a
casa dos 100 mil MW, em 2008. O planejamento governamental de médio prazo
prevê a necessidade de investimentos da ordem de R$ 6 a 7 bilhões/ano para
expansão da matriz energética brasileira, em atendimento à demanda do
mercado consumidor.
Para o futuro, algumas alterações devem ocorrer na estrutura dos
investimentos em energia, incluindo a instalação de centrais termelétricas a gás
natural que exigem prazos de implementação e investimentos menores que as
hidrelétricas. Por outro lado, deverão ser ampliadas as importações de energia
da Argentina, Venezuela e Bolívia; e também a interligação elétrica entre o Sul e
o Norte do Brasil, o que significa maiores investimentos em rede de transmissão.
Brasil – Potencial Hidrelétrico
8
Ao longo das últimas duas décadas, as classes de consumidores
residencial, comercial e rural colaboraram expressivamente com o aumento na
demanda de energia elétrica, em virtude do crescimento populacional
concentrado, principalmente nas zonas urbanas. O segmento industrial
apresentou uma participação mais tímida neste crescimento, sobretudo pelas
políticas de racionalização de energia e busca de processos mais eficientes.
3.2 Classificação das centrais de geração
De acordo com Eletrobras(1985a), as centrais hidrelétricas podem ser
classificadas em função da potência gerada. As pequenas centrais hidrelétricas
não podem ultrapassar os 10 MW de potência. Atualmente, segundo a portaria
394 de 4/12/98 da ANEEL criada pela Lei 9648, são consideradas pequenas
centrais hidrelétricas todas as centrais cuja potência elétrica instalada é igual ou
inferior a 30 MW, desde que venham a ter “características de PCHs”. Após esta
portaria, a classificação está de acordo com a tabela 1.
TABELA 1 – Classificação das centrais hidrelétricas de pequeno porte
Queda de Projeto (m)
Potência (KW) Classificação
Baixa Média Alta
Até 100 Microcentral < 15 15 a 50 > 50
100 a 1000 Minicentral < 20 25 a 30 > 100
1000 a 30000 Pequena central < 25 25 a 130 > 130
Braga Júnior & Salecker 1999
9
Recentemente foi incluída mais uma classificação, abrangendo as
menores usinas, denominadas de picocentrais hidrelétricas, para potência abaixo
de 10KW.
Para microcentrais hidrelétricas, as condições são bastante favoráveis; o
interessado retira junto ao Instituto Mineiro de Gestão das Águas (IGAM) uma
outorga; custos e a vazão de água também não são altos e a potência conseguida
é bastante satisfatória para pequenas propriedades rurais.
Seja usina de grande, médio ou pequeno porte, para sua instalação é
necessário basicamente um levantamento inicial para estimação do potencial de
geração. De acordo com Braga Júnior & Salecker (1998), devem ser seguidos os
seguintes passos para a implantação:
- O produtor deverá inicialmente fazer um levantamento da demanda de
consumo (curva de carga) da propriedade;
- Escolher o melhor local para instalação da casa de máquinas, de preferência
o mais perto dos locais de consumo;
- Calcular a vazão e a diferença de nível;
- Calcular a potência fornecida;
- Consultar o órgão ambiental mais próximo e informar-se sobre a
necessidade de uma autorização;
- Consultar os fabricantes de geradores quanto ao tipo de excitação e número
de fases do gerador;
- Instruir os proprietários quanto ao funcionamento de uma unidade geradora
de pequeno porte, como exemplo, a potência máxima aplicada sobre o
gerador.
10
3.3 Definições
3.3.1 Suprimento de energia
Entende-se que o suprimento de energia está diretamente relacionado
com o desenvolvimento sustentável e deve primar pela eficiência na produção,
transmissão, distribuição, comercialização e uso da energia; pelo uso de fontes
renováveis; pelo uso ótimo destas fontes; pela garantia da disponibilidade e
acesso a todos e indistintamente; pela prestação de um serviço de qualidade; pela
preservação ambiental; e pelo uso da energia, não como um fim, mas como um
meio para esse desenvolvimento (Brasil, 2002). Entende-se por qualidade de
energia os aspectos referentes à forma de onda, pureza da tensão, níveis
constantes de tensão e freqüência, bem como ausência de modulação. Ainda a
esses atributos se encontra a qualidade da prestação dos serviços como, por
exemplo, o pronto atendimento, o religamento, dentre outros.
3.3.2 A Agência Nacional de Energia Elétrica
A Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996, instituiu a Agência que tem
por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão e comercialização de
energia elétrica, em conformidade com as políticas e diretrizes do governo
federal. O papel da ANEEL, na área de eficiência energética (EE) e fontes
alternativas de geração de energia elétrica (FA), está previsto na legislação
vigente do setor elétrico brasileiro, incluindo aquela que institui e regulamenta a
11
Agência. Compete ainda à ANEEL dirimir, no âmbito administrativo, as
divergências entre concessionárias, permissionárias, autorizadas, produtores
independentes e autoprodutores, bem como entre esses agentes e seus
consumidores. A ANEEL deve atuar em conformidade com a política energética
nacional, a qual está descrita na Lei n.º 9.478, de agosto de 1997, em que se
destaca de seu artigo primeiro que as políticas nacionais para o aproveitamento
racional das fontes de energia devem promover o desenvolvimento; ampliar o
mercado de trabalho e valorizar os recursos energéticos; proteger os interesses
do consumidor quanto a preço, qualidade e ofertas dos produtos; proteger o meio
ambiente e promover a conservação de energia; identificar as soluções mais
adequadas para o suprimento de energia elétrica nas diversas regiões do país;
utilizar fontes alternativas de energia mediante o aproveitamento econômico dos
insumos disponíveis e da tecnologia aplicável.
O Decreto n.º 2.335, de outubro de 1997 (Anexo I, parágrafo IV) que
constitui a ANEEL , estabelece como diretriz para a ANEEL a adoção de
medidas efetivas que assegurem a oferta de energia elétrica a áreas de renda e
densidade de carga baixas, urbanas e rurais, de forma a promover o
desenvolvimento econômico e social e a redução das desigualdades regionais.
É função da Agência estimular e participar das atividades de pesquisa e
desenvolvimento tecnológico necessários ao setor de energia elétrico;
“estimular e participar de ações ambientais voltadas para o benefício da
sociedade, bem como interagir com o Sistema Nacional de Meio Ambiente em
conformidade com a legislação vigente e atuando de forma harmônica com a
Política Nacional de Meio Ambiente” .
Desta forma, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Brasil, 2002) deve
disciplinar o regime das concessões de serviços públicos de energia elétrica e
definir os valores dos encargos de uso dos sistemas de transmissão e
distribuição; a livre comercialização de energia com consumidores de carga
12
igual ou superior a 500 kW e a isenção de pagamento de compensação
financeira pela utilização dos recursos hídricos para empreendimentos
hidrelétricos de pequeno porte (PCH´s).
A ANEEL (Brasil, 2002), com base na legislação vigente, tem
estabelecido diversos mecanismos de regulação para aumentar a participação das
fontes alternativas na geração de energia elétrica, como abaixo descrito. A
Resolução n.º 112, de maio de 1999, estabelece os requisitos necessários à
obtenção de registro ou autorização para implantação, ampliação ou
repotenciação de centrais termelétricas, eólicas e demais empreendimentos
operados como fontes alternativas de energia. Entre outras disposições, esta
resolução estabelece a obrigatoriedade de registro para centrais com capacidade
de geração de até 5 MW e de autorização (outorga) para centrais com
capacidade superior a esse valor.
3.3.3 Geração de energia elétrica
O governo do Presidente Fernando Henrique Cardoso promoveu uma
reestruturação do setor elétrico brasileiro, que contribuiu para o surgimento de
novos agentes no mercado de geração de energia. Esses agentes estão recebendo
funções específicas, diferentemente da estrutura anterior, garantindo um
ambiente concorrencial na geração e na comercialização de energia..
Com o objetivo de incentivar a concorrência, a Lei 9074/95 e o Decreto
2003/96 definem normas relativas às concessões e permissões de geração
elétrica e incluem a participação dos produtores independentes de energia (PIE)
e dos autoprodutores (APE), no mercado já exercido pelas concessionárias
privadas e públicas. Dependendo da potência das usinas, as novas concessões
13
poderão envolver licitação, autorização ou simples comunicação ao poder
concedente.
3.3.4 Concessionário de energia
A energia elétrica é um bem público e compete ao governo federal
estabelecer as regras para exploração dela. O governo federal, ou Poder
Concedente, através de seus órgãos suplementares, outorga a outras instituições
jurídicas o direito de exploração deste bem, através de contratos de concessão.
Os contratos de concessão são assinados entre a Agência Nacional de Energia
Elétrica, a ANEEL e as empresas de distribuição de energia. Nestes contratos
são estabelecidas as regras com respeito à tarifa, regularidade, continuidade,
segurança, atualidade e qualidade dos serviços e do atendimento prestado aos
consumidores. Da mesma forma, definem penalidades para os casos em que for
constatada alguma irregularidade.
O Projeto de Qualidade é parte integrante do contrato de concessão e
nele é estabelecido o controle da qualidade do fornecimento de energia.
A ANEEL, preocupada em atualizar os instrumentos normativos da
regulação, tem editado resoluções e estabelecido procedimentos para permitir
um processo de controle mais rigoroso da qualidade no fornecimento de energia.
Dentre as resoluções, cita-se a Resolução n.º 024, de 27 de janeiro de 2000, que
estabelece os níveis de continuidade dos fornecimentos de energia elétrica; a
Resolução n.º 520, de 17 de setembro de 2002, que estabelece os procedimentos
de registro e apuração dos indicadores relativos às ocorrências emergênciais.
Essas resoluções também são referências quanto aos níveis de qualidade a serem
praticados pelas concessionárias.
14
3.3.5 Permissionários
As permissionárias e cooperativas de eletrificação constituem
importantes instrumentos para a universalização.
Em muitos casos, o atendimento a localidades remotas pode ser
viabilizado através de geração distribuída, inclusive com fontes locais de energia
capazes de atender à demanda atual e futura de forma sustentável. Nestes casos,
questiona-se que a melhor forma de universalização do atendimento é via
concessionárias, visto que as regiões com maiores índices de universalização do
país os atingiram através de cooperativas de eletrificação rural.
Atualmente, segundo regras estabelecidas pela Resolução n.º 12, de 11
de janeiro de 2002, as cooperativas de eletrificação existentes estão sendo
regularizadas, podendo tornar-se permissionárias ou cooperativas autorizadas.
Vale ressaltar que as cooperativas autorizadas são vistas pelas concessionárias
como consumidores.
O art. 15 da Lei 10.438 induz à criação de permissionárias. Além disso,
à Eletrobrás incentiva financeiramente as concessionárias, permissionárias e
cooperativas de eletrificação rural, para expansão dos serviços de distribuição de
energia elétrica, especialmente em áreas urbanas e rurais de baixa renda e para o
programa de combate ao desperdício de energia elétrica. Também existe o
incentivo para a implantação de centrais geradoras de potência até 5.000 kW,
destinadas exclusivamente ao serviço público em comunidades populacionais
atendidas por sistema elétrico isolado.
15
3.3.6 Autoprodutor
O Decreto n.º 2003, de 10 de setembro de 1996, define e regulamenta a
produção independente e a autoprodução de energia elétrica, modalidades
importantes na geração de energia elétrica como fontes alternativas e renováveis.
O Autoprodutor de energia Elétrica (APE) é caracterizado como uma
pessoa jurídica ou um consórcio de empresas que podem receber concessão ou
autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo.
A autorização ao Autoprodutor estará condicionada à demonstração,
perante a Agência Nacional de energia elétrica, de que a energia elétrica a ser
produzida será destinada a consumo próprio, atual e projetado. É facultada ao
autoprodutor, com a devida autorização prévia da ANEEL (Brasil, 2002):
- A cessão e permuta de energia elétrica e potência entre autoprodutores
consorciados em um mesmo empreendimento, na barra da usina;
- A compra, por concessionário ou permissionário, de serviço público de
distribuição do excedente de energia produzida;
- A permuta de energia, em montantes economicamente equivalentes,
explicitando os custos das transações de transmissão envolvidos, com
concessionário ou permissionário do serviço público de distribuição, para
possibilitar o consumo em instalações do autoprodutor em local diverso
daquele onde ocorre a geração.
A parcela de energia produzida pelo autoprodutor que operar em usinas
térmicas em sistemas isolados fará jus ao ressarcimento do custo de
combustíveis instituído na Conta de Consumo de Combustível (CCC), mediante
a autorização da ANEEL (Brasil, 2002).
16
3.3.7 Produtor independente
De acordo com o Decreto n.º 2003, de 10 de setembro de 1996, o
Produtor Independente de Energia (PIE) é caracterizado como uma pessoa
jurídica ou um consórcio de empresas que podem receber concessão ou
autorização para produzir energia elétrica e comercializá-la, toda ou apenas uma
parte, por sua conta e risco.
O Produtor Independente de Energia está sujeito a regras operacionais e
comerciais próprias, desde que atendidas as especificações previstas na
legislação em vigor no contrato de concessão ou no ato de autorização. A venda
de energia elétrica por produtor independente poderá ser feita para a:
- Concessionário de serviço público de energia elétrica;
- Consumidor de energia elétrica, conforme legislação vigente;
- Consumidores de energia elétrica integrantes de complexo industrial ou
comercial, aos quais o produtor independente também forneça vapor oriundo
do processo de co-geração;
- Conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente da tensão
e carga, nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de
distribuição;
- Qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o
concessionário local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até 180
dias, contado da respectiva solicitação.
A fim de se garantir a utilização e a comercialização da energia
produzida, o produtor independente e o autoprodutor terão assegurado o livre
acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição de concessionários e
17
permissionários de serviço público de energia elétrica, mediante o ressarcimento
do custo de transporte envolvido.
O órgão regulador e fiscalizador do poder concedente definirá, em ato
específico, os critérios para determinação do custo de transporte que deverão
explicitar as parcelas relativas à transmissão e à distribuição, assegurado o
tratamento isonômico para os produtores independentes e autoprodutores perante
os concessionários e permissionários do serviço público de energia elétrica.
3.3.8 Cooperativas
As Cooperativas de Eletrificação Rural (CER) são agentes presentes no
setor elétrico brasileiro desde a década de 40, contribuindo de modo
significativo para a eletrificação e desenvolvimento rural.
Inicialmente formada por pioneiros que se reuniram para viabilizar a
eletrificação de suas propriedades, o crescimento do mercado causado pelo
adensamento populacional e rápida urbanização acabaram mudando o perfil de
atuação da maioria dessas cooperativas, tornando-as possuidoras de
características semelhantes às das concessionárias. Ao mesmo tempo,
começaram a surgir interferências mútuas entre redes de distribuição de
cooperativas e concessionárias, ocasionando conflitos entre os diversos agentes.
A recente reestruturação do setor elétrico, em seu arcabouço legal,
previu a necessidade de regulamentação dos serviços prestados pelas
cooperativas, visando adequá-las às novas orientações regulatórias e de direito
da eletricidade.
Em 1999, iniciou-se um processo de âmbito nacional de regularização
das CER´s. O ordenamento legal prevê a possibilidade de duas formas de
enquadramento, em que sem o papel reservado pode ser: continuar, de certa
18
forma, a serem consideradas como um consumidor de energia para uso privativo
de seus associados, enquadradas na modalidade de Autorizadas, ou para aquelas
que atendem a público indistinto, atuar regularmente como prestadoras de
serviço público de distribuição de energia, sob a forma de permissionários.
A CESP, dentro do convênio de cooperação com a ANEEL, está
conduzindo o processo de regularização das 17 cooperativas atuantes no Estado,
estando em fase de conclusão da instrução dos processos e emissão de pareceres
de enquadramento.
3.3.9 Transmissão e distribuição
Durante a reestruturação do setor elétrico, foi recomendada pela Coopers
& Lybrand e adotada pela Agência Nacional de Energia a separação vertical de
todos os ativos de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV,
pertencentes à ELETROBRÁS ou às companhias estaduais de distribuição.
Esta separação provocou a divisão dos ativos de geração e transmissão
do Sistema ELETROBRÁS em quatro grandes subsidiárias: (ELETRONORTE,
CHESF, ELETROSUL e FURNAS) como também a criação de novas empresas
de transmissão subsidiárias da “holding”.
A nova definição de transmissão e distribuição foi baseada no nível de
tensão e não em sua função no sistema. Todos os ativos com nível de tensão
igual ou superior a 230 kV são definidos como ativos de transmissão da Rede
Básica. Já os ativos com tensão abaixo desse patamar são considerados como de
distribuição.
A compra e venda de energia elétrica, entre concessionários ou
autorizados, devem ser contratadas separadamente do acesso ao sistema de
transmissão e distribuição, cabendo à Agência Nacional de Energia Elétrica
19
controlar todo o processo. Já o Operador Nacional do Sistema (ONS) é
responsável pela manutenção dos ganhos sinergéticos resultantes da otimização
da operação dos sistemas de transmissão e geração de energia elétrica e pela
viabilização da expansão do sistema de transmissão a mínimo custo.
A regulamentação da contratação do acesso, incluindo o uso e a
conexão, ao sistema de transmissão e distribuição constitui instrumento
importante para efetiva introdução da competição no segmento de geração e
comercialização de energia elétrica; permite a livre opção dos consumidores e
induz o incremento da oferta ao mercado pelos produtores independentes e
autoprodutores de energia elétrica.
3.3.10 Comercialização
A atividade de comercialização de energia elétrica engloba a compra, a
importação, a exportação e a venda de energia elétrica a outros
comercializadores ou a consumidores que tenham livre opção de escolha do
fornecedor.
O comercializador de energia participa do mercado através de uma
autorização outorgada pela Agência Nacional de Energia Elétrica, para vender
energia elétrica a consumidores finais e para comprar e vender energia elétrica
no Mercado Atacadista de Energia (MAE).
O MAE define o preço de curto prazo para cada modelo de apuração,
baseando-se em modelos e procedimentos já acordados por todos os seus
participantes e pela ANEEL. Além disso, o MAE estará encarregado de
registrar os contratos de longo prazo (contratos bilaterais) e a compra e venda de
energia no curto prazo liquidadas no preço “spot”.
20
Os preços contratuais serão desregulamentados e acordados entre as
partes nos termos de um mercado competitivo. Os preços do mercado de
contratos refletirão as expectativas quanto ao preço de curto prazo do MAE no
decorrer do período em questão. Em situação de equilíbrio de demanda e oferta,
a média de preços deverá ser suficiente para proporcionar retorno comercial ao
mais competitivo dos novos participantes do mercado.
Todas as oportunidades de venda da energia gerada pelas usinas serão
definidas através da livre negociação de contratos de suprimento com as
distribuidoras de energia, comercializadores e também com outros agentes,
como os consumidores livres.
Os comercializadores que não quiserem participar do MAE deverão
apresentar garantias através da contratação de seguros ou fiança bancária de
valor equivalente a, no mínimo, 50% do volume de vendas anuais que estará
autorizado a comercializar.
A comercialização de energia elétrica, no âmbito do mercado de livre
negociação, poderá ser exercida por:
- Agente comercializador;
- Detentores de autorização para importar e exportar energia elétrica;
- Produtores independentes;
- Concessionários e permissionários de serviços públicos de distribuição;
- Concessionários de geração.
3.3.11 Co-geração de energia
A Resolução n.º 021, de 20 de janeiro de 2000, estabelece a regulação da
co-geração com base nas políticas de incentivo ao uso racional dos recursos
energéticos, visto que a co-geração de energia contribui com a racionalidade
21
energética, uma vez que possibilita um melhor aproveitamento dos
combustíveis, quando comparada à geração individual de calor e energia
elétrica.
A co-geração é definida como o processo de produção combinada de
calor útil e energia mecânica, geralmente convertida total ou parcialmente em
energia elétrica, a partir da energia química disponibilizada por um ou mais
combustíveis. Para obter registro ou certificado de co-geração qualificada, o
empreendimento deve estar em situação regular perante a ANEEL (Brasil,
2003), segundo as disposições da Resolução 112/99 e atender aos requisitos
mínimos de racionalidade energética, definidos no inciso II, art. 4º da resolução.
A outorga é um dos requisitos necessários à implantação dos projetos, de forma
que os dados divulgados pela ANEEL geram apenas expectativas em relação ao
aumento da participação das fontes alternativas na matriz energética brasileira.
3.4 Participação das Fontes Alternativas na Matriz Energética Brasileira
A participação das fontes alternativas renováveis na capacidade de
geração de energia elétrica instalada no Brasil é de apenas 2,5%. Entre essas
fontes, destacam-se a biomassa, principalmente o bagaço de cana e as pequenas
centrais hidrelétricas (PCH´s). Como pode ser observado na Tabela 2, as
microcentrais não entram nesta estatística, embora possam apresentar-se como a
única forma viável de se obter energia elétrica em muitas propriedades que se
situam muito afastadas das linhas-tronco de distribuição rural de energia.
22
TABELA 2 – Usinas Brasileiras em operação
Fonte Quantidade Potëncia %kW
Eólica 7 21.200 0,03
PCH 202 793.424 1,03
Biomassa 173 1.112.187 1,44
Outras 728 75.294.394 97,50
Total 1110 77.221.160 100
Fonte: ANEEL – 2003
As microcentrais estão classificadas e inseridas em “PCH”. Um aspecto
que se deve apreciar é que a maioria das construções de microcentrais não são
cadastradas junto a qualquer órgão, fato que não permite um dado significativo.
Quanto aos empreendimentos em construção, na Tabela 3 pode ser
observada a participação das fontes alternativas renováveis, que sobe para 4,1%,
destacando-se as pequenas centrais hidrelétricas responsáveis por 3,73% da atual
ampliação da capacidade de geração do Brasil.
TABELA 3 – Usinas Brasileiras em construção
FONTE QUANTIDADE POTÊNCIA (kW) % (kW)
Eólica 0 0,00 0
PCH 39 485.795 3,73
Biomassa 4 49.000 0,38
Outras 47 12.506.515 95,90
Total 90 13.041.310 100,00
Fonte: ANEEL – 2003
Com respeito aos projetos outorgados (construção ainda não iniciada),
observa-se uma participação bastante expressiva dessas fontes, representando
mais de 20% da capacidade de geração autorizada pela ANEEL (Brasil, 2003).
23
Conforme se observa na Tabela 4, destaca-se o crescimento do aproveitamento
de energia eólica (15,55%) do total outorgado.
TABELA 4 – Potencial Brasileiro de geração outorgado
Fonte Quantidade Potência (kW) % (kW)
Eólica 53 4.165.000 15,55
PCH 78 1.229.510 4,59
Biomassa 25 149.361 0,56
Outras 113 21.232.568 79,30
Total 269 26.776.439 100,00
Fonte: ANEEL – 2003
3.5 Aspectos Legais e Órgãos Ambientais
3.5.1 Agência Nacional de Águas
A Agência Nacional de Águas (Brasil 2001) é uma autarquia sob regime
especial com autonomia administrativa e financeira, vinculada ao Ministério do
Meio Ambiente. É responsável pela implantação da Política Nacional de
Recursos Hídrico. O projeto da criação da ANA foi aprovado pelo Congresso
no dia 7 de junho de 2000, transformando-se na Lei 9.984 sancionada pelo
Presidente da República em exercício, Marco Maciel, no dia 17 de julho.
Além de responsável pela execução da Política Nacional de Recursos
Hídricos, a ANA deve implantar a Lei das Águas, de 1997, que disciplina o uso
dos recursos hídricos no Brasil. Inspirado no modelo francês, o Brasil criou, em
1997, sua legislação sobre recursos hídricos (Lei 9433/97). De acordo com esta
Lei, as decisões sobre uso dos rios em todo o País serão tomadas pelos comitês
de bacias.
24
Nos próximos anos, o Brasil terá dezenas de comitês de bacias, com suas
respectivas agências de bacia. É missão da Agência Nacional de Águas dar o
suporte técnico para a criação dos comitês.
Outra atribuição da ANA (Brasil, 2001) é preservar a ordem jurídica,
garantindo água ao agricultor, desde que ele tenha obtido, previamente, a
chamada outorga, ou seja, uma licença para utilização da água do rio. A
cobrança pelo uso dos rios está prevista na Lei 9.433.
3.5.2 Instituto Mineiro de Gestão das Águas
O Instituto Mineiro de Gestão das Águas, IGAM, foi criado pela Lei
12.584 de 17 de julho de 1997. Ele é responsável pelo planejamento e
administração de todas as ações direcionadas à preservação da quantidade e da
qualidade das águas do Estado Minas Gerais. Numa nova visão, a água deve ser
percebida como parte integrante do ecossistema; como um recurso natural e
como um bem econômico e social em que a quantidade a qualidade determinem
a natureza de sua utilização.
Para isso o IGAM se apóia nos princípios da Política Nacional (Lei
Federal n.º 9.433/97) e Estadual (Lei Estadual n.º 13.199/99) dos Recursos
Hídricos, em que se estabelece um arranjo institucional baseado num tipo de
organização para a gestão compartilhada do uso da água compreendendo: o
Conselho Estadual de Recursos Hídricos – CERH, Comitês de Bacias
Hidrográficas – CBH, Agências de Bacias Hidrográficas.
As linhas de gestão do IGAM partem do pressuposto de que os usos da
água devem ser definidos, assegurando-se a disponibilidade para os usos
prioritários de cada unidade de planejamento; da desestimulação do desperdício
e da promoção dos processos naturais ou artificiais de reciclagem; da reserva de
25
uma considerável responsabilidade da sociedade pela condução da política e
gestão dos recursos hídricos. Enfim, a proposta da gestão do IGAM se
caracteriza pela descentralização e participação em que tudo possa ser decidido
em níveis hierárquicos mais baixos de governo, por exemplo, quando a
participação local é levadas em consideração.
Os produtos do trabalho do IGAM se caracterizam, entre outros, pela
concessão de outorgas, que é um instrumento que possibilita o registro do uso da
água do Estado a fim de garantir o uso múltiplo desse recurso e o seu acesso a
todos os usuários.
3.5.3 Outorga
A outorga de direito de uso da água é o instrumento legal que assegura
ao usuário o direito de utilizar os recursos hídricos. É um documento que
garante o controle quantitativo e qualitativo do uso da água, especificando o
local, a fonte, a vazão e a finalidade de seu uso em determinado período.
A outorga não dá ao usuário a propriedade de água ou sua alienação,
mas o simples direito de seu uso. Portanto, poderá ser suspensa, parcial ou
totalmente, em casos extremos de escassez ou não cumprimento pelo outorgado
dos termos de outorga previstos nas regulamentações, ou por necessidade
premente de se atenderem os usos prioritários e de interesse coletivo.
3.5.3.1 Modalidades de outorga
a) Autorização – deve ser solicitada para realização de obras, serviços ou
atividades desenvolvidas por pessoa física ou jurídica de direito privado,
26
quando não se destinarem à finalidade de utilidade pública (prazo máximo
de 5 anos);
b) Concessão – solicitada para realização de obras, serviços ou atividades
desenvolvidas por pessoa física ou jurídica de direito público, quando se
destinarem à finalidade de utilidade pública (prazo máximo de 20 anos);
c) Permissão – solicitada para realização de obras, serviços ou atividades
desenvolvidas por pessoa física ou jurídica de direito privado, sem
destinação de utilidade pública e quando produzirem efeitos insignificantes
no curso de água (prazo máximo de 3 anos).
A outorga de direito de uso da água deve ser solicitada por meio de
formulários próprios do IGAM (anexo 1) que contêm todas as informações
necessárias à avaliação técnica do empreendimento e da disponibilidade hídrica.
As outorgas em águas de domínio do Estado são obtidas junto ao IGAM,
amparadas pela Lei 13.199/99; entretanto, as outorgas em águas de domínio da
União são emitidas pela Agência Nacional de Águas, ANA (Brasil 2001),
conforme a Lei 9.984/2000.
De acordo com o que a lei estabelece, a outorga deve ser solicitada antes
da implantação de qualquer empreendimento cujo uso da água venha alterar o
regime, a quantidade ou a qualidade do corpo de água, incluindo, além das
captações, a construção de barragens e derivações, bem como o lançamento de
efluentes.
As intervenções de curso sujeitas à solicitação de outorga são:
- Captação ou derivação de água em um corpo de água;
- Explotação de água subterrânea;
- Construção de barramento ou açude;
- Construção de dique ou desvio em corpo de água;
- Construção de estruturas de lançamento de efluentes em corpo de água;
27
- Construção de estrutura de recreação nas margens;
- Construção de estrutura de transposição de nível;
- Construção de travessia rodo-ferroviária;
- Dragagem, desassoreamento e limpeza de corpo de água;
- Lançamento de efluentes em corpo de água;
- Retificação, canalização ou obras de drenagem;
- Transposição de bacias; outras modificações do curso, leito ou margens dos
corpos de água.
3.5.3.2 Documentação necessária para a obtenção da outorga
Quando se quer implementar um empreendimento relacionado à geração
de energia que envolva o uso de água ou qualquer utilização relacionada no item
anterior, devem ser enviados aos órgãos competentes os seguintes documentos:
- Requerimento assinado pelo requerente ou procurador, juntamente com a
procuração;
- Formulários próprios fornecidos pelo IGAM (anexo1);
- Relatório técnico modelo fornecido pelo IGAM;
- Comprovante de recolhimento dos valores relativos aos custos de análise e
publicações;
- Cópias do CPF/CNPJ e da carteira de identidade do requerente ou
procurador;
- Cópia do registro do imóvel ou de posse do local onde será efetuada a
captação com atualização máxima de 60 dias;
- ART (Anotação de Responsabilidade Técnica) expedida pelo CREA;
- Documento de concessão ou autorização fornecido pela ANEEL (Brasil
2002), em caso de hidrelétrica ou de termelétrica;
28
- Documento emitido pelo Comitê de Bacias contendo as prioridades de uso,
caso existente.
3.6 Documentos da ANEEL
Quando se quer implementar um empreendimento relacionado à geração
de energia, o projeto dele deve ser registrado na ANEEL, depois de realizados os
estudos de impacto ambiental. A ANEEL dispõe de alguns documentos que
devem ser preenchidos e de outros que estão disponíveis para consulta. Dentre
os mais importantes, destacam-se:
a) Relatório de Acompanhamento de Estudos e Projetos de Usinas
Hidrelétricas situação 30/04/2003 - documento que apresenta a situação dos
processos referentes aos estudos de inventário, viabilidade e projeto básico
de usinas hidrelétricas;
b) Resolução n.º 393, de 04 de dezembro de 1998 - estabelece os
procedimentos gerais para registro e aprovação dos estudos de inventário
hidrelétrico de bacias hidrográficas;
c) Resolução n.º 394, de 04 de dezembro de 1998 - estabelece os critérios para
o enquadramento de empreendimentos hidrelétricos na condição de
pequenas centrais hidrelétricas;
d) Resolução n.º 398, de 21 de setembro de 2001 - estabelece os requisitos
gerais para apresentação dos estudos as condições e os critérios específicos
para análise e comparação de Estudos de Inventários Hidrelétricos, visando
à seleção no caso de estudos concorrentes;
e) Despacho n.º 173, de 07 de maio de 1999 - documento de autorização para a
exploração de central hidrelétricas;
29
f) Ficha de resumo para estudos de viabilidade e projeto básico de AHE’s e
ficha resumo com as informações de projeto;
g) “Check-List” de Aceite para fins de análise de Projeto Básico relação dos
tópicos mínimos que deverão constar dos projetos básicos a serem
apresentados para análise;
h) Resolução 395/98 – estabelece os procedimentos gerais para registro e
aprovação dos estudos de viabilidade e projeto básico.
3.7 Aspectos técnicos e econômicos de microcentrais hidrelétricas
Quando se pretende instalar ou restaurar um aproveitamento hídrico
visando a geração de energia elétrica, é necessário que se avaliem aspectos
técnicos e econômicos relativos à construção ou reforma, considerando a
disponibilidade de material no local, tais como areia, pedra e outros, bem como
aspectos geológicos e geográficos. Deve ser também levantada a série histórica
da vazão de água e a qualidade dela. Isto se justifica pelo aumento da população
em torno da propriedade, o que pode ou não ocorrer e, em conseqüência, haver
diminuição da vazão ou poluição devido à emissão de efluentes.
Ocácia et al. (2003), afirmam que, tradicionalmente, o custo de 1kW
instalado é utilizado como referência dos investimentos em geração hidrelétrica.
Para o sistema interligado esse cálculo se refere a um fator de carga de 50%, o
que provoca um erro de avaliação, pois a potência média utilizada apresenta um
custo duas vezes maior do que o custo de instalação. Os autores analisam ainda
o custo de 3 empreendimentos de aproveitamento hídrico para geração de
energia e demonstram que para 2 KVA o custo do 1kW é de 650 dólares; 470
dólares para 5 kVA e 700 dólares para 50 kVA.
30
De acordo com Mauro Filho & Zanin (2003), os custos de conexão da
central com o sistema de suprimento representam 5% do total do
empreendimento; entretanto, o custo se reduz quando são feitas análises
criteriosas.
3.8 Turbinas
Há vários tipos de turbinas empregados na geração de energia, mas os
mais utilizados devido a custo inicial, facilidade no mercado e manutenção são:
- Pélton: Deste tipo de turbinas aproveita-se toda a energia da água em forma
de energia cinética; contém um, dois ou mais injetores. A faixa de operação
é bastante alta, podendo operar entre 10% e 100% da potência máxima. A
turbina PÉLTON aplica-se em quedas de grande altura com pequenos
caudais;
- Hélice: A turbina HÉLICE, considerada uma turbina de reação, é utilizada
com maior frequência em aproveitamento com quedas abaixo de 12 metros.
Tal como as do tipo FRANCIS;
- Kaplan: Uma forma aperfeiçoada da turbina HÉLICE é a turbina
KAPLAN; ela apresenta os rotores com pás de passo variável que aumentam
o rendimento;
- Francis: As turbinas FRANCIS são utilizadas em aproveitamento com
quedas acima de 10m, podendo dizer-se que é, de todas as turbinas, a mais
eclética;
31
- Banki: A turbina BANKI é considerada uma turbina de ação; nela o fluxo
de água atravessa o rotor cilíndrico transversalmente com duas passagens
pelas pás, usados para quedas maiores, geralmente em torno de 200 metros
de queda;
- Roda Pelton: São rodas bastante usadas. O principio das pás é o mesmo da
turbina Pelton, geralmente feitas de ferro fundido, possuem um peso elevado
e possibilitam uma grande estabilidade na rotação;
- BFT (Bomba Funcionando como Turbina): atualmente existem estudos e
já há varias em funcionamento. São bombas comuns usadas para
bombeamento de água. Encontram-se no mercado, facilmente, aplicadas no
modo de turbina. Segundo Viana (1987), uma BFT tem alto rendimento de
funcionamento e consegue maior rendimento trabalhando como turbina do
que como bomba.
3.9 Geradores
Os geradores utilizados em MCH podem ser de vários modelos, dos mais
simples ao mais sofisticados, de acordo com sua potência e número de fases.
Com relação à sua excitação, pode ser externa ou autoexcitado. O gerador
com excitação externa depende de uma tensão de corrente continua externa para
criar o campo. Já o autoexcitado é como um dínamo ligado ao eixo do gerador.
As diferenças entre os geradores estão diretamente relacionadas com o regulador
de velocidade e controle de vazão. Cada modelo tem sua especificação
necessária.
32
3.10 Reguladores:
Um dos grandes problemas de uma MCH é o regulador de velocidade.
Com baixo consumo, a rotação tende a aumentar elevando a tensão gerada; com
alto consumo, a rotação baixa consideravelmente, reduzindo a tensão gerada.
O regulador pode ser de vários tipos controlando a excitação ou a vazão
de entrada, mecânico, eletrônico ou digital.
O regulador mecânico é um controlador muito lento. Consiste em uma
válvula que controla a vazão de entrada e pode ser automático ou manual. O
automático funciona através de pêndulos que entram em rotação relacionados à
velocidade da água; o manual é como um registro que diminui a água na entrada
da turbina.
O regulador eletrônico utiliza chaveamento de semicondutores de
potência para controlar a excitação ou para retirar ou colocar resistores de
potência na saída do gerador. Um circuito eletrônico monitora as tensões
consumidas e geradas; de acordo com os dados, aciona os circuitos eletrônicos
de controle de corrente ou vazão de entrada da água. É bastante utilizado devido
ao seu bom funcionamento e custo não fora dos padrões de uma microcentral
hidrelétrica.
O regulador digital monitora varios parâmetros e emite vários comandos,
pode ser programado para diversos níveis de comando, desde o chaveamento de
resistores e válvulas de fluxo na entrada da turbina. O circuito que controla a
excitação ou a vazão de entrada da água é praticamente o mesmo do regulador
eletrônico.
33
4. MATERIAL E MÉTODOS
Com a necessidade de uma energia elétrica alternativa, devido à falta e
aos altos custo nos dias de hoje, este trabalho foi idealizado e realizado em duas
propriedades. Delas se fez uma avaliação de custos em duas situações de
revitalização de microcentrais hidrelétricas de menor porte e se analisam
aspectos técnicos e econômicos para implantação e para obtenção de registro
junto à ANEEL (Brasil 2003). São identificadas 14 microcentrais hidrelétricas e
selecionadas 2 para estudo devido às melhores condições de conservação.
Primeira propriedade: trata-se de uma fazenda produtora de aguardente
de cana-de-açúcar, denominada fazenda Carinhosa, situada no município de
Perdões, MG, latitude, 21º05’27’’ sul, longitude 45º05’29’’ oeste. Nesta
propriedade existe um córrego denominado Riacho da Serra. São avaliadas a
capacidade de geração, o custo de investimento para a revitalização e reflexos na
produção.
Segunda microcentral: localiza-se na propriedade Fazenda Esmeril,
município de Coqueiral MG, latitude, 21º11’22’’ sul, longitude 45º26’26’’ oeste,
cortada pelo rio Esmeril. Nesta central existe um lago de 750 m
2
e uma barragem
de 15 metros de largura.
Na primeira propriedade a energia gerada foi totalmente destinada para o
aquecimento de água, através de resistores elétricos. Como se trata de uma
propriedade produtora de aguardente de cana-de-açúcar, utiliza-se uma caldeira
para acelerar a realização do processo de produção. Esse sistema possui um
reservatório de água na temperatura ambiente para abastecimento da caldeira. A
caldeira é alimentada com o bagaço de cana; entretanto, o tempo gasto para
elevar a temperatura da água é relativamente alto.
34
É realizada a análise do ganho de tempo de realização do processo de
geração de vapor da caldeira, através da utilização de pré-aquecimento da água
com o uso da energia elétrica gerada pela microcentral.
Na segunda microcentral realizou-se um estudo para registro da
revitalização da microcentral hidrelétrica, considerando aspectos legais e custo
de revitalização de uma microcentral hidrelétrica de maior porte, para obtenção
de registro junto à ANEEL; a intenção do produtor e produção de energia e,
futuramente, comercialização dessa energia elétrica.
35
5. RESULTADOS E DISCUSSÃO
A avaliação dos dois empreendimentos considerarou o custo de energia
do mês de junho de 2003. A concessionária local, que nesta localidade é servida
pela CEMIG, estabelece valores diferentes para cada situação. A energia neste
caso é rural e o preço do kWh rural equivale a R$0,39 (trinta e nove centavos de
real). Foram considerados também as condições e conservação de barragem,
canal e equipamentos. Doze das quatorze microcentrais hidrelétricas foram
julgadas inviáveis para revitalização, havendo ainda falta de interesse dos
proprietários em investir neste tipo de empreendimento. Algumas delas também
apresentaram redução no volume de água, tornando a revitalização inviável.
Outras foram inviabilizados graças ao alto grau de poluição da água.
5.1 - Primeiro caso analisado
5.1.1 - Avaliação do estado de conservação da central
Na usina da Fazenda Carinhosa o canal é do tipo escavado na terra e a
câmara de carga é de concreto. Parte da água é utilizada no moinho de fubá. A
turbina é do tipo roda Pelton. As condições iniciais da microcentral
apresentavam um assoriamento do canal de terra; a tubulação forçada estava
com vazamento interno prejudicando o rendimento da geração de energia
elétrica; a roda Pelton, devido ao longo período em contato com umidade e água,
estava em situação precária e o gerador apresentava defeitos visíveis.
Inicialmente, na fazenda Carinhosa, realizou-se um estudo para a
cálculo da potência gerada; os dados foram obtidos, especificamente, na época
36
mais seca do ano, a fim de não ocorrerem problemas na época seca, com a falta
d’água.
O primeiro dado obtido foi a vazão do córrego, com o emprego de dois
métodos para se ter um real valor da vazão: O primeiro método baseou-se em
dois pontos distantes 4 metros, com um objeto flutuante no ponto a montante e
um cronometro mediu o tempo gasto para percorrer os dois pontos. A esse
tempo obtido aplicou-se a equação 1:
Q = 0,8 x L x A/t (1)
Q = vazão em m³/s
L = comprimento do trecho entre os dois pontos = 4 metros
A = médias das áreas das seções transversais = 0,048m
2
/ 3
t = tempo gasto no percurso (s) = 3 segundos
0,8 = correção da velocidade superficial
Assim,
Q = 0,8 x 4m x 0,048m
2
/ 3 = 0,0512 m
3
/s, ou Q = 51 litros/s.
Para o outro método, foi utilizado um molinete. Este aparelho permite
determinar a velocidade dá água. Comparado ao primeiro método, as medidas
do molinete foram satisfatórias, com uma média de 50 litros/s. Para a
determinação do potencial de geração, considerando-se a altura de 4 metros,
aplicou-se a equação 2, resultando na potência de:
P = 9,8 x Q x H x η (2)
Em que,
P = Potência em Quilowatts hora (kW)
Q = Vazão em metros cúbicos por segundo (m³)
37
H = Desnível da queda dágua
η = Rendimento total, adotado 75%
Assim
P = 9,8 x 0,051 x 4,5 x 0,75 kW = 1,7 kW, correspondendo à potência
gerada na seca.
Com base nesse cálculo, foi realizada uma avaliação no local para
constatar a necessidade de se adquirir novos equipamentos ou se decidir pelo
aproveitamento daqueles já existentes. Constatou-se que deveriam ser
substituídos o gerador e a turbina, neste caso a roda Pelton, porque se
encontravam em um estado de conservação precário, o que inviabilizaria a
reforma. Foi então instalado um gerador síncrono de 2 kW (figura 2), de
excitação externa, cedido, temporariamente, via convênio pelo Departamento de
Engenharia da Universidade Federal de Lavras. A roda Pelton (figura 3) foi
substituída por uma de dimensões equivalentes, adquirida em um antiquário e
em perfeito estado de conservação. Também foram adquiridas correias para o
acoplamento.
A câmara de carga ou caixa de retenção (figura 4) se encontrava em bom
estado, mas com a tubulação forçada já obstruída e rompida em alguns pontos.
FIGURA 2 FIGURA 3
38
Decidiu-se por utilizar uma tubulação de PVC de 200 mm de diâmetro
colocada dentro da tubulação antiga de cerâmica. A sítia (figura 5) foi
substituída por uma nova, confeccionada em zinco.
O regulador de excitação (figuras 6 e 7) faz parte do convênio. Para
regulação da tensão e freqüência optou-se por manter a carga constante, através
da utilização de chaves de reversão que, ao serem acionadas determinada carga,
retiram do gerador outra carga de mesma potência, automaticamente. Quando a
carga é desligada, ao gerador é conectado automaticamente um banco de
resistência utilizado para o aquecimento de água, utilizado continuamente no
processo produtivo. A figura 8 ilustra o diagrama de chaveamento de cargas.
FIGURA 4 FIGURA 5
FIGURA 6 FIGURA 7
39
FIGURA 8 – Diagrama esquemático do sistema de regulação de carga
O esquema de montagem da microcentral segue conforme o croqui da
figura 9; a montagem é vertical, aproveitando a montagem antiga.
linha de
transmissão
setia
Roda Pelton
gerador
correia
Tensão
do
gerador
Chave seletora
(interruptor tree-way)
Resistor de
aquecimento
de água
Lâmpada ou
carga igual ao
resistor
FIGURA 9 – Croqui da montagem da microcentral hidrelétrica
FFF
modulo
excitador
40
A produção da fazenda se limita ao número de fornadas, em média 3 por
dia. No inicio do dia coloca-se na caldeira o bagaço da cana. O tempo gasto para
que a temperatura da água se eleve da temperatura ambiente (cerca de 25
o
C) até
a temperatura de 100
o
C é de 4 horas. A seguir, vêem-se os dados (tabela 5)
obtidos usando-se a caldeira sem o pré-aquecimento da água.
TABELA 5 – Sem pré-aquecimento
Hora
Temperatura (°C) N° de Fornadas
→ 6
25
10 100 1
→ 10
25
14 100 2
→14
25
18 100 3
Como o abastecimento da caldeira é promovido por um reservatório de
150 litros de água, conseguiu-se com a energia gerada pela picocentral aquecer a
água que estava no reservatório, em média, 11°C por hora; com isso, esta água
vai pré-aquecida para a caldeira,
Dando inicio ao ciclo, a primeira fornada manteve-se com a situação
sem pré-aquecimento; a segunda fornada elevou a temperatura para 65
o
C,
reduzindo o tempo para a água do processo atingir a vaporização.
Consequentemente, conseguiu-se elevar o rendimento da produção de
aguardente, com uma fornada a mais, diariamente (tabela 6).
41
TABELA 6 – Com pré-aquecimento
Hora
Temperatura (°C)
N° de fornadas
→ 6
25
10 100 1
→10
65
12 100 2
→12
45
15 100 3
→15
55
17:30 100 4
Fisicamente, o que ocorre é a transferência da energia dissipada na
resistência para os 150 litros de água. Considerando que cada resistência é de
100 Ω, a potência será de
P = V
2
/R (3)
Em que,
P = Potência em watts
V = Tensão aplicada
R = Resistência dos resistores de aquecimento
P= 220
2
/100 = 484 Watts x 4 (resistores) = 1936 W.
A energia cedida para a água, por minuto, será:
E.= P x ∆t (4)
E = 1936 x 60s = 116.160 cal
42
Como 1 cal = 4,18 J, tem-se: Q = 116.160 cal / 4,18 J = 27789 J.
Considerando o calor especifico da água como 1 cal/gºC e a massa de 150 litros
de água como 150 kg, a elevação da temperatura da água será:
Q = m.c. ∆θ (5)
27789 = 150000 x 1 x ∆θ
∆θ = 0,19 ºC por minuto
Para cada hora, a água terá sua temperatura elevada em 11,4 ºC
Naturalmente o tempo gasto para a água atingir a temperatura final será
elevado, porque a potência da usina é relativamente pequena. Entretanto,
considerando que a resistência de aquecimento ficará permanentemente ligada, o
tempo deixa de ser relevante, pois será considerado o regime permanente.
5.1.2 Avaliação de custo de revitalização da central
Os custos de obras e serviços foram realizados com base no IPC de julho
de 2003. A Tabela 6 apresenta os custos itemizados para a realização da
reforma. Conforme se observa, o retorno do investimento, considerando-se o
custo do kWh oferecido pela concessionária de energia, é de 20 meses. Embora
cedidos pela Universidade, nesta avaliação os custos foram feitos com
equipamentos novos.
43
TABELA 7 – Custo de revitalização da central Carinhosa : valores reais
ITEM QUANTIDADE PREÇO
UNITARIO R$
TOTAL
R$
Cano PVC 200 mm 2 un 105,00 210,00
Cimento 2 sc 25,00 50,00
Roda pelton 1 un 150,00 150,00
Rolamento 2 un 70,00 140,00
Acoplamento
mancal
2 un 45,00 90,00
Fio 6 mm
2
100 m 0,80 80,00
Polia 2 canais 50 cm 2 un 190,00 190,00
Correia 2 un 85,00 190,00
Pedreiro 2 dias 25,00 50,00
Servente 2 dias 15,00 30,00
Gerador 2 kW 1 un 1370,00 1370,00
TOTAL 2550,00
Para um gasto mensal médio de energia elétrica na ordem de R$ 170,00
(cento e setenta reais), o investimento seria liquidado em 15 meses. Esse valor
ficou mais acessível devido ao uso da Roda Pelton. Uma MCH completa, com
turbina, gerador e conjunto de resistores para aquecimento com capacidade de
geração de 2,0 KW tem o custo estimado em R$3.500,00. Somados R$ 420,00
pelo serviço de alvenaria e tubulação, o custo para instalação do conjunto
atingiria R$ 3.920,00 (três mil novecentos e vinte reais).
Com isso, o prazo do retorno do investimento seria da ordem de 24 meses,
neste custo não estão incluídos taxas, juros, depreciação e manutenção, uma vez
que vai ser operada pelo proprietário da fazenda.
44
5.2 Segundo caso Analisado
5.2.1 Avaliação do estado de conservação da central
A propriedade Fazenda Esmeril se encontra no município de Coqueiral
MG, latitude, 21º11’22’’ Sul, longitude 45º26’26’’ Oeste, ortada pelo rio
Esmeril. Nesta microcentral existe um lago de 750 m² e uma barragem de 15
metros de largura. A altura manométrica é de 8 metros e o canal mede 220
metros de extensão, confeccionado com tijolo de barro e revestido com
argamassa de concreto.
A turbina é do tipo francis em caixa aberta, onde o fluxo entra radialmente
e sai axialmente por um canal de fuga, retornando ao leito natural do rio. As
Figuras 10 e 11 apresentam uma cópia digitalizada da fotografia do canal, nela
se destaca o estado de erosão de suas paredes e as obstruções do canal por
assoriamento
A Figura 12 apresenta a fotografia digitalizada da barragem, onde se
observa-se que o estado de conservação é perfeito, sem qualquer ponto de
vazamento. A Figura 13 apresenta a fotografia do sistema de turbinamento .
FIGURA 10 - Canal de adução FIGURA 11 – Canal de adução
45
Em uma avaliação visual da turbina, observou-se seu estado de
conservação precário, com um desgaste excessivo, mas sua reforma poderia ser
viabilizada. O gerador não existia mais, pois fora vendido em épocas passadas,
quando da aquisição da propriedade pelos atuais proprietários.
Também não havia mais a rede elétrica, porque postes de madeira não
suportaram a ação das intempéries dos longos anos de existência. Neste caso,
considerou-se o aproveitamento da rede atual da concessionária na avaliação dos
custos, através da adoção de chaves seccionadoras seletoras da fonte de
alimentação. Desta forma o que se pretende é oferecer uma opção de escolha do
fornecedor, ou seja, a concessionária ou a usina de autoprodução.
5.2.2 Avaliação de custo de revitalização da central
Os custos de obras e serviços foram realizados com base no IPC de julho
de 2003. A Tabela 8 apresenta os custos itemizados para a realização da parte
civil da usina avaliados pelo Eng. Civil Tarley Ferreira de Souza.
FIGURA 13 – Sistema de
t
u
r
b
inam
e
nt
o
FIGURA 12 - Barragem
46
Tabela 8 – Custos da parte civil da microcentral
Item Especificação Unid. Quant Preço Unit. Preço total
1 Capine e limpeza m² 480 0,95 456,00
2 Demolição e revestimento m² 1.272 0,88 1.119,36
3 Paredes tijolos maciços m² 150 45,12 6.768,00
4 Recuperação estrutural vb 01 4.000,00 4.000,00
5 Aplicação de chapisco m²
6 Revest. c/ impermeabilizante m²
7 Serviços na caixa de pressão vb 01 2.200,00 2.200,00
8 Demolição de casa vb 01 700,00 700,00
9 Construção de casa nova m² 45,90 200,00 9.180,00
10 Coletas de águas pluviais vb 01 1.500,00 1.500,00
11 Engenharia (projetos, RT) 2.000,00
Total geral dos serviços 43.708,88
Eng. Civil – CREA 1002/D RJ
A parte da turbina, geração e rede de distribuição foram levantados;
calculados, seus dados revelaram os seguintes valores de mercado:
Item Especificação Unid. Quant Valor unit. Preço total
1 Turbina HISA 61 kW un 01 90.000,00 90.000,00
2 Valor de montagem 18.000,00 18.000,00
3 Gerador 80 KVA un 01 5.654,00 5.654,00
4 Rede de distribuição 37.600,00 37.600,00
Total geral 151.254,00
47
Análise econômica
item Especificação Preço R$
1 Obra civil 43.708,88
2 Turbina (5% IPI, 20% montagem, 5% transporte) 119.070,00
3 Gerador (5% IPI, 20% montagem, 5% transporte) 6.857,46
4 Painel 10.000,00
5 Eletrificação 37.600,00
6 Serviço de Engenharia 20.000,00
Total Geral da Obra 237.236,34
A concessionária local (CEMIG) oferece o kW/h a R$0,19 (dezenove
centavos), toda a energia produzida deve ser entregue a ela e ter os padrões de
qualidade da concessionária, mantendo o seu padrão de qualidade. Com o poder
de geração da ordem de 90 kWh/h; rendimento seria de R$ 17,10 (dezessete
reais e dez centavos a hora); em um dia, R$ 410,00 (quatrocentos e dez reais) e
no mês, R$ 12.722,40 (doze mil, setecentos e vinte e dois reais e quarenta
centavos.
Para manter a energia gerada constante nos padrões exigidos será
necessário contratar profissionais da área, como técnicos em eletricidade e a
supervisão de um engenheiro responsável, com um custo mensal de R$3.500,00
(três mil e quinhentos reais), totalizando um gasto que será abatido no total
gerado do mês: R$12.722,40 – 3.500,00 = R$9.222,40 (nove mil duzentos e
vinte e dois reais e quarenta centavos)
Com um custo final da ordem de R$ 237.236,34, seriam necessários,
aproximadamente, 26 meses (237.236,34/ 9.222).
48
6 CONCLUSÕES
A revitalização de microcentrais é viável técnica e economicamente.
Em alguns casos, a viabilidade econômica fica comprometida e dependente de
um uso intensivo da energia elétrica produzida, e/ou do tipo de contrato a ser
realizado com a concessionária local para comercialização da energia elétrica.
Os dois casos estudados mostraram as diferenças e evidenciaram a
necessidade de um programa governamental que envolva a concessionária para
mapear e fomentar iniciativas viáveis.
49
7 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
- BRAGA JÚNIOR, R .A.; SALECKER, J. C. Mini e Micro Centrais
Hidroelétricas. Londrina: UEL. 1999. 68 p.
- BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Agencia Nacional de Energia
Elétrica. Brasília, DF, 2000. Disponível em: <
http://www.aneel.gov.br>.
Acesso em: 11 nov. 2003.
- BRASIL. Ministério do Meio Ambiente. Agência Nacional de Águas.
Brasília, DF, 2001. Disponível em: <
http://www.ana.gov.br>
. acesso em:
13 nov.2002.
- BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Agencia Nacional de Energia
Elétrica. Brasília, DF, 2002. Disponível em: <
http://www.aneel.gov.br>
.
Acesso em: 07 jun. 2003.
- BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Agencia Nacional de Energia
Elétrica. Brasília, DF, 2003. Disponível em: <
http://www.aneel.gov.br>
.
Acesso em: 22 nov. 2003.
- CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS. Luz no Campo. Rio de Janeiro,
2000. Disponível em: <
http://www.eletrobras.gov.br>
. Acesso em: 10 de
set. 2003.
50
- CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS. (Eletrobras). Departamento
Nacional de Águas e Energia Elétrica. Manual de Microcentrais
Hidrelétricas. Rio de Janeiro, 1985. 344 p.
- CENTRAIS ELÉTRICAS BRASILEIRAS. (Eletrobras). Departamento
Nacional de Águas e Energia Elétrica. Manual de Minicentrais Hidrelétricas.
Rio de Janeiro, 1985. 530 p.
- CENTRAIS ELÉTRICAS DE MINAS GERAIS. Energia Alternativa:
microcentrais hidrelétricas – MCH. Belo Horizonte, 1995, 16 p.
- INSTITUTO BRASILEIRO DE GEOGRAFIA E ESTATISTICA, Censo
2000. Brasília, 2000.
- MAURO FILHO, I.; ZANIN, W.R. Viabilização de PCH’s conexão elétrica.
PCH Noticias & SPH News, Itajubá, v. 5, p.17-19,2003.
- OCÁCIA, G.C.; JORGE, R.R.; BRISTOTI,A.; BALBINOT, A. Fator de
carga no custo do kWh em Microcentrais Hidrelétricas isoladas. PCH
Noticias & SPH News, Itajubá, v. 5, p.13-16,2003.
- PATTERSON, W. Transforming Eletricity: the coming generation of
change. London: Royal Institute of International Affairs/Earthscan, 1999.
2003.
- VIANA, A. N. C. Comportamento de Bombas Centrifugas funcionando
como turbinas hidráulicas. 1987. 104 p. Dissertação (Mestrado em
51
Mecânica-Máquinas de Fluxo) – Escola Federal de Itajubá (UNIFEI),
Itajubá.
52
ANEXO
FORMULÁRIO TÉCNICO - ÁGUA SUPERFICIAL Folha 01
Para uso do IGAM Data Processo nº
1. Identificação do requerente – Pessoa física
Nome
CPF
Identidade
Endereço
Caixa Postal
Município UF CEP
DDD Fone Fax E-mail
2. Identificação do requerente – Pessoa jurídica
Nome / Razão social
Nome fantasia
CNPJ
Endereço
Caixa Postal
Município UF CEP
Inscrição estadual Inscrição municipal
Endereço p/ correspondência
Caixa Postal
Município UF CEP
DDD Fone Fax E-mail
3. Responsável técnico pelo processo de outorga
Nome / Empresa
CREA ART
Endereço
Caixa Postal
Município UF CEP
DDD Fone Fax E-mail
4. Localização do uso dos recursos hídricos
Local (fazenda, sítio etc.)
Município
Área da propriedade (ha) Latitude
Longitude
Método de medida das coordenadas (GPS, escala mapa)
5. Modalidade de outorga
(Tabela 1)
6. Modalidade do uso dos recursos hídricos
(Tabela 2)
Obra implantada (sim / não) Data de implantação
53
7. Finalidade do uso
(Tabela 3)
7.1 Irrigação
Área da propriedade apta para irrigação (ha) Área a ser irrigada (ha)
Culturas irrigadas Método de irrigação (Tabela 4)
Período de irrigação: Horas/dia
Dias/mês Mês/ano
7.2 Consumo humano
População Tratamento de água (sim / não)
FORMULÁRIO TÉCNICO - ÁGUA SUPERFICIAL Folha 02
7.3 Abastecimento público
Localidade abastecida (sede, distrito)
População atual População de final de plano (20 anos)
Tratamento de água (sim / não) Tipo de tratamento (Tabela 5)
7.4 Dessedentação de animais
Tipo de criação (Tabela 6) Nº de cabeças
7.5 Consumo industrial
Tipologia industrial (Tabela 7) Produção média anual
7.6 Piscicultura
Tipo de estrutura (Tabela 8) Nº de tanques Espelho d’água (m²)
Vazão captada para o sistema (m³/s) Vazão retornada ao curso de água (m³/s)
Localização da estrutura: No leito do curso de água
Fora do leito do curso de
á
g
ua
7.7 Lavagem de veículos
Tratamento do efluente (sim / não)
Nº de veículos lavados/dia
Vazão utilizada (m³/s) Volume diário (m³)
7.8 Extração mineral de curso de água
Mineral extraído
Início da intervenção:
Latitude Longitude
Fim da intervenção: Latitude Longitude
Trecho do curso de água alterado ou utilizado (km) Volume dragado (m³/mês)
7.9 Veiculação e depuração de esgotos ou efluentes
Origem do efluente (Tabela 9) Vazão de lançamento (m³/s)
54
Enquadramento do corpo receptor (Tabela 10) Sistema de tratamento (Tabela 11)
Características do efluente:
Concentração de DBO
(mg/L)
Concentração de Coliformes Fecais (NMP/100 mL)
Temperatura (ºC) Concentração de Sólidos Totais (mg/L)
Seção do curso de água no ponto de lançamento (m²)
8. Características geográficas e hidrológicas do ponto de captação
Curso de água
Bacia estadual
Bacia federal
Área de drenagem a montante do ponto de captação (km²)
Vazão Q
7,10
(m³/s) Vazão média de longo termo (m³/s)
Vazão medida (m³/s) Data / Período
9. Características da captação
Gra
Canal de derivação Tubulação
Re
Nº de bombas
Dimensões Vazão por bomba (m³/s)
FORMULÁRIO TÉCNICO - ÁGUA SUPERFICIAL Folha 03
Vazão solicitada:
Mês
JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
Vazão
(m³/s)
Horas/
dia
Dias/
mês
Volume
(m³)
10. Barramento ou açude em curso de água
Área inundada (m²) Volume de acumulação (m³)
Volume morto (m³) Projeto e planta incluídos (sim / não)
Volume mínimo p/ garantir a vazão residual a jusante (m³)
Descarga de
Sim Não
Estrutura de descarga
11. Dique ou desvio em corpo de água
Trecho do curso de água alterado ou utilizado (km)
12. Estruturas de recreação nas margens
Trecho do curso de água alterado ou utilizado (km)
55
13. Estruturas de transposição de nível
Trecho do curso de água alterado ou utilizado (km)
14. Travessia rodo-ferroviária sobre curso de água
Trecho do curso de água alterado ou utilizado (km)
15. Garantia de tirantes mínimos para navegação hidroviária
Trecho do curso de água utilizado (km)
16. Retificação, canalização ou obras de macro-drenagem
Trecho do rio canalizado ou a ser canalizado (km)
Início da intervenção:
Latitude Longitude
Fim da intervenção: Latitude Longitude
Vazão de projeto (m³/s) Tempo de retorno (anos)
17. Desassoreamento e limpeza de corpo de água
Trecho do rio alterado (km)
Início da intervenção:
Latitude Longitude
Fim da intervenção: Latitude Longitude
18. Transposição de bacias
Curso de água fornecedor: Curso de água receptor:
Nome Nome
Bacia estadual Bacia estadual
Bacia federal Bacia federal
Vazão média de longo termo (m³/s) Vazão média de longo termo (m³/s)
Vazão média máxima (m³/s) Vazão média máxima (m³/s)
Vazão média mínima (m³/s) Vazão média mínima (m³/s)
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