Redes inteligentes prometem revolucionar o setor elétricoSmart Grids promise revolution in electric sector

Empreendedores traçam cenário para as PCHsEntrepreneurs trace scenario for SHPs

Artigos TécnicosTechnical Articles

Agenda de EventosEvents Schedule

e maisand more

Ano - 13 Revista no 48JAN/FEV/MARÇO - 2011

Ano - 13 Revista no 48

Comitê Diretor do CERPCH Director Committee

Geraldo Lúcio Tiago Filho Secretário Executivotiago@UNIFEI.edu.br

Gilberto Moura Valle Filho CEMIGgvalle@cemig.com.br

Patrícia Cristina P. Silva FAPEPEfapepe@UNIFEI.edu.br

Célio Bermann IEE/USPcbermann@iee.usp.br

Cláudio G. Branco da Motta FURNASclaudio@furnas.com.br

José Carlos César Amorim IMEjcamorim@ime.eb.br

Antonio Marcos Rennó Azevedo Eletrobrásantoniorenno@eletrobras.gov.br

Jamil Abid ANEELjamil@aneel.gov.br

Hamiltom Moss MMEhamiltom@mme.gov.br

Comitê Editorial Editorial Committee

Presidente - PresidentGeraldo Lúcio Tiago Filho - CERPCH UNIFEIEditores Associados - Associated PublishersAdair Matins - UNCOMA - ArgentinaAlexander Gajic - University of SerbiaAlexandre Kepler Soares - UFMTÂngelo Rezek - ISEE UNIFEIAntônio Brasil Jr. - UNBArtur de Souza Moret - UNIRAugusto Nelson Carvalho Viana - IRN UNIFEIBernhard Pelikan - Bodenkultur Wien - ÁustriaCarlos Barreira Martines - UFMGCélio Bermann - IEE USPEdmar Luiz Fagundes de Almeira - UFRJFernando Monteiro Figueiredo - UNBFrederico Mauad - USPHelder Queiroz Pinto Jr. - UFRJJaime Espinoza - USM - ChileJosé Carlos César Amorim - IMEMarcelo Marques - IPH UFRGSMarcos Aurélio V. de Freitas - COPPE UFRJMaria Inês Nogueira Alvarenga - IRN UNIFEIOrlando Aníbal Audisio - UNCOMA - ArgentinaOsvaldo Livio Soliano Pereira - UNIFACSZulcy de Souza - LHPCH UNIFEI

Expediente Editorial

Editor Geraldo Lúcio Tiago FilhoCoord. Redação Camila Rocha GalhardoJornalista Resp. Adriana Barbosa MTb-MG 05984Redação Adriana Barbosa Camila Rocha Galhardo Fabiana Gama VianaColaborador Angelo StanoProjeto Gráfico Net DesignDiagramação e Arte Lidiane Silva Cidy SampaioTradução Adriana Candal Joana Sawaya AlmeidaEstagiária Adélia OliveiraRevisão Isabela Rennó Goulart de Siqueira

PCH Notícias & SHP Newsé uma publicação trimestral do CERPCHThe PCH Notícias & SHP Newsis a three-month period publication made by CERPCHTiragem/Edition: 6.100 exemplares/issuescontato comercial: pchnoticias@UNIFEI.edu.br

Av. BPS, 1303 - Bairro PinheirinhoItajubá - MG - Brasil - CEP: 37500-903e-mail: pchcomunicacao@UNIFEI.edu.br

pchnoticias@UNIFEI.edu.brFax/Tel: (+55 35) 3629 1443

ISSN 1676-0220

2

EditorialEditorial

InovaçãoInnovative

Redes inteligentes prometem revolucionar o setor elétricoSmart Grids promise revolution in electric sector

LegislaçãoLegislation

Novo Código Florestal Brasileiro: ruralistas X ambientalistas New Brazilian Forest Code: Agrarians vs. Environmentalists

O custo das mudanças climáticas The cost of climatic changes

CurtasNews

Empreendedores traçam cenário para as PCHs Entrepreneurs trace scenario for SHPs

Centro de pesquisa da UNIFEI recebe consultor da Guatemala Research Center of UNIFEI receives consultant from Guatemala

Workshop discute regulamentação do cadastro socioeconômico Workshop deals with regulation of socio-economic registration

Artigos TécnicosTechnical Articles

AgendaSchedule

OpiniãoOpinion

Tendências tecnológicas para PCHs “verdes”SHP Technological Trends – “Greens”

03

60

23

69

66

04

16

333

EDITORIAL

Prezado Leitor,

Em Outubro de 2010, nossa equipe editorial foi à Romênia para participar do 25º Simpósio de Máquinas Hidráulicas e Sistemas, quando iniciou a negociação junto à maior associação de pesquisa de máquinas hidráulicas no mundo para formalização de uma parceria no âmbito da América Latina. Esta edição é premiada como primeiro exemplar a contar com apoio da Associação Internacional de Pesquisa Hidráulica (IAHR).

Faz-se necessário um forte agradecimento ao nosso incentivador, Prof. François Avellan, coordenador do IAHR e diretor do Laboratório de máquinas hidráulicas da Universidade de Lausanne e toda a equipe do comitê técnico da associação que nos recebeu de braços abertos.

Aproveitando os novos ares, nossa publicação passa por uma renovação editorial, ampliando seus horizontes novas editorias foram criadas, e muitas mudanças virão para melhor atender nossos leitores. Contaremos com uma sessão internacional, mais informação qualificada e novos profissionais. A maior novidade será o novo nome que será publicado na edição 49. Em tempos de mudança, mais do que nunca sua participação é importante para nós, aguardamos seu retorno com sugestões e/ou críticas para continuarmos melhorando.

Esta edição conta com cobertura sobre inovações tecnológicas com uma iniciação às Redes Inteligentes que promete revolucionar o setor elétrico mundial, acompanhamento da mudança do código florestal, decreto sobre a limitação de emissões de gases do efeito estufa para novos empreendimentos, desafios do empreendedor de PCHs, e o cadastro socioeconômico aplicado a todas as centrais hidrelétricas no Brasil.

Aproveite a leitura e colabore conosco dando a sua opinião.

Geraldo Lúcio Tiago Filho

Dear Reader,

In October 2010, our editorial team went to Romania to attend the 25th Annual Symposium on Hydraulic Machinery and Systems, where the largest research association of hydraulic machinery in the world began negotiations to create a partnership with Latin America. This edition is prized as the first issue to have the support of the International Association of Hydraulic Research (IAHR).

Tremendous thanks must be given to a strong supporter, our Professor Francois Avellan, IAHR coordinator and the director for the Hydraulic Machinery Laboratory, University of Lausanne, and also to the entire technical committee staff of the association who welcomed us with open arms.

With this fresh, new air our publications will go through an editorial renovation. With broadened horizons new editorials have been created as well as many other changes so as to better serve our readers. We will have an international section, more information and new, qualified professionals. The biggest news will be in launching the new name to be published in Issue 49. In times of change, more than ever, your participation is important to us, and we await your responses with suggestions and concerns to continue on with improvements.

This edition will include coverage on technological innovations with initiation of the Intelligent Networks, which promises to revolutionize the global energy sector, the monitoring of changes to the forest code, an act to limit greenhouse gases in new ventures, entrepreneurial challenges with SHPs, and the socio-economic registration applied to all hydroelectric plants in Brazil.

Enjoy reading and help us by submitting your opinion.

Geraldo Lúcio Tiago Filho

IAHR DIVISION I: HYDRAULICSTECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS

TECHNICAL COMMITTEEProf. François AVELLAN, EPFL École Polytechnique Fédérale de Lausanne, Switzerland, francois.avellan@epfl.ch, Chair;Prof. Eduardo EGUSQUIZA, UPC Barcelona, Spain, egusquiza@mf.upc.es, Vice-Chair;Dr. Richard K. FISHER, VOITH Hydro Inc., USA, richard.fisher@voith.com, Past-Chair;Mr. Fidel ARZOLA, EDELCA, Venezuela, farzola@edelca.com.ve;Dr. Michel COUSTON, ALSTOM Hydro, France, michel.couston@power.alstom.com;Dr. Niklas DAHLBÄCK, VATENFALL, Sweden, niklas.dahlback@vattenfall.se;Mr. Normand DESY, ANDRITZ Hydro Ltd., Canada, normand.desy@andritz.com;Prof. Chisachi KATO, University of Tokyo, Japan, ckato@iis.u-tokyo.ac.jp; Prof. Jun Matsui, Yokohama National University, jmat@ynu.ac.jp; Dr. Andrei LIPEJ, TURBOINSTITUT, Slovenija, andrej.lipej@turboinstitut.si;Prof. Torbjørn NIELSEN, Norwegian University of Science and Technology, Norway, torbjorn.nielsen@ntnu.no;Mr. Quing-Hua SHI, Dong Feng Electrical Machinery, P.R. China, qhshi@dfem.com.cn;Prof. Romeo SUSAN-RESIGA, “Politehnica” University Timisoara, Romania, resiga@mh.mec.utt.ro; Prof. Geraldo TIAGO F°, Universidade Federal de Itajubá, Brazil, tiago@UNIFEI.edu.br.

4

Redes inteligentes pRometem RevolucionaR o setoR elétRico

Por Adriana Barbosa

Consideradas por muitos a grande inovação no setor elétrico nos últimos anos, as Smart Grids ou redes inteligentes estão en-trando nesse setor para revolucionar o papel das concessionárias, além de transformar o consumidor em agente ativo nesse novo conceito de medição.

Atualmente, na maior parte dos países, a transmissão e distribuição de energia elétrica utilizam um senso de controle, operação de sistema na qual já está inserido um conceito de inteligência. Conceito esse por meio do qual se torna possível detectar falhas nas redes, além de contemplar o sistema de proteção das linhas de transmissão, para evitar falhas na dis-tribuição.

O que está faltando é a interação do consumidor com a rede, esse que é o avanço do conceito Smart Grid. O sistema de trans-missão não tem como praticar essa interação com o consumi-dor, porque está muito distante do mesmo. Já a distribuição está acessível ao consumidor, uma vez que as concessionárias de dis-tribuição de energia estão mais próximas do consumidor final. A ideia dessa interação é trazer ao consumidor uma maior confia-bilidade e um menor custo da energia elétrica.

Essa interação com a rede se dará por meio, principalmente, da melhoria do medidor. Hoje o consumidor tem um medidor que está instalado do lado de fora de sua casa ou em alguns casos, até mesmo no poste, para evitar o furto de energia. Tal prática faz com que o consumidor fique longe de seu gerenciador de custo de energia. Isto, por exemplo, já não acontece nas linhas de telecomunicações, onde o consumidor consegue monitorar o serviço com mais facilidade por meio do aparelho telefônico.

O conceito de Smart Grid vem para conscientizar o consumi-dor de que a energia consumida por ele pode não estar acessível em um curto espaço de tempo e se estiver, a qual preço? E para informar isso ao consumidor, uma das formas é melhorar o con-tato do consumidor com a rede. E isso se dará através da melho-ria do contato do consumidor com seu medidor de energia, por meio da implantação de medidores eletromecânicos que estejam disponíveis a qualquer momento. Para isso, o mesmo poderia, por exemplo, ser implantado na cozinha onde o consumidor será informado sobre o consumo real de energia em determinada hora e o custo da energia nesse período. Dessa forma, o consumidor começaria a entender seu consumo.

smaRt gRids – Redes inteligentes

O conceito de Smart Grid é bem amplo, essas redes inteligen-tes podem ser atreladas às áreas de telecomunicações, automa-ção, regulação e economia.

O Smart Grid vem para quebrar paradigmas tecnológicos, so-ciais e econômicos. O elo entre o consumidor e as distribuidoras de energia será o smart meters. Este último será a ferramenta capaz de receber e transmitir dados por meio de um protocolo de comunicação. Além de executar operações como corte e religa-mento de energia que poderão ser efetuadas remotamente.

O conceito de redes inteligentes depende das características culturais de cada cidade, região e país. Uma vez que o perfil de consumo varia de uma região para outra.

meRcado

Nos Estados Unidos, a mudança para os medidores eletro-mecânicos se deu para induzir os consumidores a entenderem o funcionamento da energia elétrica, e assim, tomarem a decisão de como efetuar seu consumo.

Os dois pontos que motivam as concessionárias no Brasil a investirem em Smart Grid são: coibir o furto de energia e a elimi-nação do leiturista, uma vez que a leitura dos medidores poderá ser feita remotamente, gerando uma diminuição de custo para a concessionária.

Muitas concessionárias que já estão investindo no conceito de Smart Grid estão incorporando outros serviços, para melhorar seu atendimento aos clientes e proporcionar uma interação maior com seus consumidores.

Estudos realizados por empresas do setor apontam que entre 2010 e 2013, cerca de R$ 4 bilhões serão investidos em tecnolo-gias de redes inteligentes por empresas que atuam no Brasil.

concessionáRias

A Cemig e a Light, em parceria, montaram uma empresa para trabalharem na criação de um medidor com características dife-renciadas para atender esse novo conceito de Smart Grid.

Já a concessionária EDP (Energias de Portugal), por meio da Bandeirante Energia, está iniciando um projeto piloto em Tremem-bé, interior de São Paulo, de uma cidade inteligente. A conces-sionária encomendou de fabricantes chineses, a fabricação de 20 mil medidores para serem instalados na cidade e assim começa-rem as pesquisas e os testes. O conceito não contempla apenas a medição, pois além de gerar os dados, é necessário compreender a manipulação e análise dos mesmos. Para analisar esses dados é necessário criar um sistema de informação, o que gera investi-mentos em hardwares e softwares. Normalmente, para que se-jam aferidos ganhos e benefícios, criam-se projetos pilotos para avaliação. As empresas estão escolhendo cidades para começar a trabalhar e verificar se o investimento será viável.

sustentabilidade X smaRt gRids

Na Europa, o governo incentiva a geração de energia elétrica em residência, onde é utilizada a tecnologia das pequenas cen-trais geradoras eólicas e solar concomitantemente com a questão da sustentabilidade. A exemplo disso, menciona-se a minimiza-ção da emissão de CO2, em que consumidores são incentivados a comprarem placas solares e energia eólica, para que o investi-mento realizado pelo consumidor seja descontado de sua conta de energia elétrica. Desta forma, o governo está induzindo o con-sumidor a ter sua geração própria.

Com isso, o consumidor passa a ter uma geração dentro da sua casa, fazendo com que ele interaja com o medidor instalado em seu domicílio. Desta forma, além de medir o consumo, pode aferir uma injeção de geração dentro da casa do consumidor, geração esta que eventualmente pode ser passada para a rede. Desta forma, o Smart Grid gerou um medidor bidirecional, ou seja, com duplo sentido de medição.

O Smart Grid não veio para melhorar a sustentabilidade e diminuição da emissão de CO2, como também, o Smart Grid é um facilitador para a implementação de demais iniciativas para a diminuição da emissão de CO2 na atmosfera.

economia

Com medidores inteligentes que sinalizam valores de con-sumo no qual o equipamento é responsável pelo consumo do ar- condicionado, chuveiro, etc... é possível alterar o perfil de consu-mo. Hoje a tarifa residencial no Brasil é uma tarifa flat, em que o consumo a qualquer hora do dia é fixo pagando o quilowatt-hora

INOVAÇÃO

5

smaRt gRids pRomise Revolution in electRic sectoR

Translation: Adriana Candal

Considered by many as the greatest innovation in the electric sector over the past few years, Smart Grids are entering this sector to change the roles of the utilities and transform consumers into an active agent in this new concept of metering.

Today, the transmission and distribution of electric power in most of the countries use a control sensus, which is a system operation where the concept of intelligence is already part of it. By using this concept it is possible to detect failures in the grids, and also, verify the protection system of the power lines in order to avoid problems in the distribution.

What is missing is the interaction between the consumers and the grid. This is the advance of the Smart Grid concept. The transmission system cannot practice this interaction with the consumers, given that it is considerably distant. On the other hand, the distribution is close to the consumers, given that energy distribution utilities are closer to the end-consumers. The idea of this interaction is to bring the consumers a higher reliability and a lower power cost.

This interaction with the grid will be carried out, mainly, by improving the meter. Today, consumers have meters installed outside their houses and in some cases on the street poles in order to avoid power theft. Such practice leaves consumers away from their “power cost manager”. Such a thing does not happen with telecommunication lines, for consumers can monitor the service easily through the telephone set.

The concept of Smart Grids comes to make consumers aware that the power they spend is not accessible in a short period of time and if it is, what would the price be? In order to inform consumers about this, one of the ways is to improve their contact with the grid, which will be done by establishing a better contact between consumers and their power meter by installing smart meters that are available at any time. For that, the meter could be installed in the kitchen, for example, where consumers will be informed about the real power consumption at a certain time and the power cost at that period. This way, consumers would start to understand their power consumption.

smaRt gRids

The concept of Smart Grid is considerably wide. These can be linked to other areas including telecommunication, automation, regulation and economics.

The Smart Grid comes to break technological, social and economic paradigms. The link between the consumer and power distributers will be the Smart Meters, which will be the tool able to receive and send data through a communication protocol. Also, it can carry out power cut and re-establishment operations which can be done remotely.

Given that consumers profiles will changes from one region to the other, the concept of Smart Grids depend on the cultural characteristics of the city, the region and the country.

maRket

In the USA the change to the Smart Meters took place in order to make consumers understand how electric power works, so they would be able to make decisions about their consumption.

Two points motivated the utilities in Brazil to invest in Smart Grids: avoiding power thefts and the termination of the “reader” – the person who goes door to door to measure the amount of power that was used – given that this can be done remotely, reducing costs to the utility.

Many utilities that have already been inventing in the Smart Grid concept are also incorporating other services to improve the assistance to their customers and propitiate a better interaction with them.

Studies that have been carried out by companies of the sector show that between 2010 and 2013 about R$ 4 billion will be invested in Smart Grid technologies by companies here in Brazil.

utilities

Cemig (Power Company of the state of Minas Gerais) and Light (Rio de Janeiro) decided to start a partnership and created a company to work on the creation of a reader with different characteristics to meet the demands of this new concept – the Smart Grid.

On the other hand, EDP(Energy of Portugal) Power Company, through Bandeirante Energia, is about to start a pilot project in the city of Tremembé, São Paulo, dealing with a Smart City. The utility ordered 20 thousand meters from a Chinese manufacturer to be installed in the city so that the research and tests can start. The concept does not reach only the metering part, for besides generating data, it is necessary to create an information system, which causes investments in software and hardware. Normally, pilot projects are created for the assessment of the gains and benefits, and the companies have been choosing cities where to implement their projects and assess whether the investment is feasible or not.

sustainability X smaRt gRids

In Europe governments encourage electric power generation in residences, where the technology of small wind and solar generating plants is used combined with the concept of sustainability. As an example, the minimization of the emissions of CO2 can be mentioned: consumers are encouraged to purchase solar panels and windmills, and the investment carried out by the consumer will be deducted from their electricity bill. This way, governments are inducing consumers to generate their own power.

Thus, consumers will generate power in their own properties, interacting with the meter installed in their house. So, besides metering the consumption, they can assess a generation injection in their own house, generation which, eventually, can be sent to the grid. This way, the Smart Grid generated a bi-directional reader, i.e., a reader that works both ways.

The Smart Grid did not come just to improve sustainability or reduce emission of CO2. The Smart Grid also enables the implementation of other initiatives aiming at the reduction of CO2 emission to the atmosphere.

economy

By using Smart Readers, which can show consumption values, as well as which appliance is responsible for the consumption, air conditioner, shower, fridge… it is possible to change consumption profile. Today, residential tariffs in Brazil are flat – the price of the kilowatt is pre-established and does not change at any time of the

INNOVATIVE

6

pré-determinado. A ideia é que com o Smart Grid facilite a imple-mentação de um tipo de tarifa chamada “real time price”, onde o consumidor terá tarifas mais baratas à noite ou de madrugada em comparação ao início da tarde e da noite, quando o consumo aumenta muito, horários em que as tarifas serão mais caras.

Para o consumidor saber disso ele tem que ter uma sinalização, esta informação será demonstrada no visor do medidor. Com essa interação, o consumidor vai saber o quanto está gastando, assim ele será um gerenciador de sua demanda, mas para que isso ocorra, é necessária uma mudança no sistema de tarifa.

INOVAÇÃO

PCH Notícias & SHP News: Como as redes inteligentes estão sendo implantadas no Brasil? prof. marangon: Atualmente, essas redes estão sendo implantadas por meio de projetos pilotos, sendo a primeira etapa na área

de medição, uma vez que as empresas concessionárias na área de geração são diretamente afetadas por essa tecnologia. Tenho conhe-cimento de que a concessionária Bandeirantes instalou seu projeto piloto na cidade de Tremembé, no interior paulista e a Cemig, em parceria com a Light, está desenvolvendo um projeto na cidade mineira de Sete Lagoas. Já a Eletropaulo, instalou alguns medidores aleatoriamente em alguns bairros da grande São Paulo, para avaliar seus consumidores. A meu ver, estas são algumas ações que já foram tomadas, mas a tendência no Brasil é de que as redes inteligentes cresçam cada vez mais.

PCH Notícias & SHP News: Como o senhor avalia essa implementação?prof. marangon: Acredito que a parte tecnológica está bastante adiantada, uma vez que os fabricantes têm interesse em

adaptar suas tecnologias para esse setor, além de investirem em uma tecnologia barata para melhor atender a demanda. Seja ela por meio de celulares ou pela própria linha de transmissão de energia. Acredito que hoje a questão é mais no aspecto econômico, afinal, quanto vai custar esse serviço ao consumidor. Outro ponto que está sendo discutido é o que fazer com tantos dados, como gerir essas informações, quais dados que serão relevantes. Além das novas possibilidades como geração distribuída, microgeração, ação de tarifas junto ao consumidor, e o ajuste dessas tarifas conforme o perfil do consumidor.

PCH Notícias & SHP News: Quais são os entraves para a implantação das Smart Grids no Brasil?prof. marangon: Acredito que um dos maiores entraves é o financiamento para o processo todo, uma vez que hoje as despesas

das distribuidoras são todas controladas pela agência reguladora. Qualquer investimento que a distribuidora faça tem que ter o aval da agência reguladora, senão a agência não transfere esse investimento em tarifa. Assim, gera-se a necessidade de um acordo para viabilizar esses investimentos. Atualmente, o investimento em medidores gera um retorno financeiro, por causa da diminuição dos casos de furto de energia e a diminuição de investimento em leituristas. Solucionando esses problemas, os novos investimentos são para proporcionar uma maior comodidade ao consumidor, melhorar a tarifa de uma forma global, o que requer uma análise detalhada pela agência regulatória.

PCH Notícias & SHP News: O senhor acredita que os modelos implantados nos EUA e Europa podem ser aplicados em nosso país?prof. marangon: Muita coisa acredito que sim, mas há uma necessidade de adaptação devido à diferente realidade cultural, social

e econômica de nosso país. Um exemplo bastante relevante é em relação ao furto de energia, essa prática não ocorre na Europa e nem nos Estados Unidos. Outro ponto relevante seria como atender o consumidor com faixa salarial distinta e consequentemente, com necessidades diferentes. Por isso, acredito que as ferramentas de redes inteligentes deverão ser personalizadas para cada caso.

PCH Notícias & SHP News: Há investimentos em P&D para Smart Grids?prof. marangon: A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), fez uma audiência pública recente com intuito de definir a forma

de como serão implantadas as redes inteligentes no Brasil. Se será regional, local e quais os tipos redes, quais serão as funcionali-dades. Com a divulgação desse trabalho, acredito que teremos um macrodirecionamento desses projetos nos quais receberam o apoio da ANEEL. O Ministério de Minas e Energia (MME) também criou um grupo para estudar e direcionar o tipo de ação que deverá acelerar a implantação dos Smart Grids. Nos moldes realizados pelos Estados Unidos, onde foi realizado um macroprojeto para aceleração da implantação das redes inteligentes, com um enfoque na sustentabilidade, visando a incorporação da geração junto ao consumidor final para energia renovável.

As universidades estão começando a realizar estudos em parceria com algumas empresas com o foco em estabelecer os tipos de protocolos, sistemas operacionais, sistemas de comunicação, criação de softwares para gerenciar essa rede e a interação com o con-sumidor; além da questão econômica e regulatória da tarifa, já que as tarifas passarão a ser diferenciadas. A nossa universidade, em particular, possui um grupo de pesquisas que está realizando estudos na área econômica, onde estamos buscando junto às conces-sionárias inserir as tarifas diferenciadas, para verificar a reação do consumidor a essa mudança.

saiba mais!entrevista com prof. marangon

“Acredito que a parte tecnológica das redes inteligentes está bastante adiantada, uma vez que os fabricantes têm interesse em adaptar suas tecnologias para esse setor...”, afirma o profes-sor titular da Universidade Federal de Itajubá, e também pes-quisador no grupo de pesquisas para reestruturação do setor elétrico, mercado de energia elétrica, tarifação da transmissão e distribuição, operação de sistemas elétricos e confiabilidade com-posta, José Wanderley Marangon Lima. A

dria

na B

arbo

sa

7

day. The idea is that the Smart Grid facilitates the implementation of a type of tariff called Real Time Price, where consumers will pay different tariffs according to the time the energy is consumed cheaper tariffs late at night or in the early morning and more expansive ones in the beginning of the afternoon and night, when

the consumption levels are very high. The consumers will have access to all this information through a display in the reader, and with this interaction, consumers will be able to know how much they are spending. This way they will be the managers of their demand, but for that to happen, a change is the tariff system is necessary.

PCH Notícias & SHP News: How have the Smart Grids been implemented in Brazil?prof. marangon: Today these grids have been implemented through pilot projects, whose first phase is the measurement area,

given that the utilities of the generation area are directly affected by this technology. I know that the Bandeirantes have installed its pilot project in the city of Tremembé, São Paulo, and that Cemig is developing a project in the city of Sete Lagoas. Eletropaulo (Electric Power Company of the state of São Paulo) installed some readers randomly in some neighborhoods of the city of São Paulo to assess the consumers. In my opinion, these are actions that have already been taken, but the tendency in Brazil is that Smart Grids will keep growing.

PCH Notícias & SHP News: How do you assess this implementation?prof. marangon: I believe that the technological part of the Smart Grids is fairly advanced, given that the manufacturers are

interested in adjusting their technologies to this sector. In addition, they will invest in a cheap technology to better satisfy the demand, either through mobile phones or through the power line itself. I believe that today the issue is the economic aspect, after all, what is the cost of this service for the consumers. Another aspect that has been discussed is what to do with so much information, how to manage this information, which information will be relevant. New possibilities such as distributed generation, micro-generation, the tariffs signals to the consumers, and the adjustment of these tariffs according to the profile of each consumer have also been dealt with.

PCH Notícias & SHP News: What are the obstacles for the implementation of Smart Grids in Brazil?prof. marangon: I believe that one of the greatest obstacles is funding for the whole process, given that today the expenses of the

distributors is fully controlled by the regulating agency. Any investment the distributor carries out must be approved by the regulating agency. Otherwise the agency will not compensate this investment in the tariffs. This way, it is necessary to find an agreement to make these investments feasible. Today, investments in meters generate financial return due to the reduction in power thefts and the reduction in the investments in “readers”. Solving these problems, the new investments aim at providing more comfort to the consumers and improving the tariffs as a whole, which needs a detailed analysis that must be carried out by the regulating agency.

PCH Notícias & SHP News: Do you believe that the models implemented in the USA and Europe can be implemented in Brazil?prof. marangon: I believe that many things can be the same, but it will be necessary to make some adjustments because of the

cultural, social and economic differences of our country. A very significant example is the theft of power, which does not happen in Europe or in the USA. Another point that must be taken into account is to meet the needs of families with different wage ranges and, consequently, with different needs. That is the reason why I think that the Smart Grid tools must be customized for each case.

PCH Notícias & SHP News: Are there investments in R&D for Smart Grids?prof. marangon: Recently, ANEEL (National Agency for Electric Energy) carried out a public hearing aiming at defining how the

Smart Grids will be implemented in Brazil, whether they will be regional or local, the types of grids and their functions. By disseminating this work, I believe that there will be projects with a different range of directions that will receive ANEEL’s support. The MME (Ministry of Mines and Energy) also created a group to study and orient the type of actions that must accelerate the implementation of the Smart Grids. The USA created a macro-project to accelerate the implementation of the Smart Grids, focusing on sustainability, encouraging final consumers to build their own micro-generation renewable-based plants.

Universities have started to carry out studies, sometimes in partnerships with some companies, aiming at establishing the types of protocols, types of operational systems, communication systems, the creation of software to manage this grid and the interaction with the consumers and, also, the economic and regulating aspects of the tariff, given that these tariffs will be differentiated. Our university, particularly, has a research group that is carrying out studies on the economic area. We are trying to incorporate differentiated tariffs to the utilities to check the reaction of the consumers to this change.

INNOVATIVE

Further informationinterviewing with prof. marangon

“I believe that the technological part of the Smart Grids is fairly advanced, given that the manufacturers are interested in adjus-ting their technologies to this sector…”, says professor Marangon (Federal University of Itajubá). Professor Marangon Lima is also a researcher in a group that works on the re-structuring of the elec-tric sector, electric energy market, transmission and distribution tariffs, Operation of electrical systems and composite reliability.

Inte

rnet

8

INOVAÇÃO

ações da aneel no âmbito das redes inteligentes

Todas as resoluções citadas abaixo passaram pelo processo de consulta e/ou audiência pública.

• Sistema de Informações Geográficas – SIG:Em Dezembro de 2008, com aprovação da primeira versão dos

Procedimentos de Distribuição – PRODIST pela Resolução Normativa nº 345/2008, foi regulamentada a implantação do Sistema de Informações Geográficas – SIG (Geographic Information System - GIS). Posteriormente, a regulamentação foi inserida na Resolução Normativa nº 395/2009.

• Power Line Communications – PLC:Em agosto de 2009, foi expedida a Resolução Normativa

no 375/2009, regulamentando a utilização das instalações de distribuição de energia elétrica como meio de transporte para a comunicação digital ou analógica de sinais (utilização da tecnologia Power Line Communications – PLC).

• Microgeração:Sobre microgeração distribuída, tema também inserido no âmbito

das redes inteligentes, a SRD atualmente desenvolve estudos e já estuda formar para diminuir os obstáculos ao acesso de pequenas centrais geradoras ao sistema de distribuição. Foi realizada a Consulta no 015/2010, que ainda está em fase de análise de contribuições. Para o primeiro semestre de 2011, existe a previsão para realização de nova audiência pública.

• Medição Eletrônica:Sobre a utilização de medição eletrônica em unidades consumi-

doras de baixa tensão, a ANEEL promoveu, em setembro de 2008, o Seminário Internacional sobre Medição Eletrônica. Em sequência, a Consulta Pública no 015/2009 foi instaurada. De outubro de 2010 a janeiro de 2011 foi realizada a Audiência Pública no 043/2010 com objetivo de obter subsídios e informações adicionais para estabeleci-mento de Resolução Normativa acerca dos requisitos mínimos para os medidores eletrônicos em unidades consumidoras em baixa ten-são (definição do “padrão” do medidor). A AP 043/2010 ainda está em fase de análise das contribuições recebidas. Para o segundo se-mestre de 2011, existe a previsão para realização de nova audiência pública, que tratará do plano de substituição (prazos e metas para as distribuidoras realizarem a implantação do medidor).

• Tarifas Diferenciadas:Sobre a possibilidade de aplicação de tarifas diferenciadas em baixa

tensão, a ANEEL instaurou a Consulta Pública no 011/2010 e Audiência Pública no 120/2010. O objetivo é obter subsídios e informações adicionais sobre a proposta de alteração da metodologia de definição da estrutura tarifária aplicada ao setor de distribuição de energia elétrica no Brasil, incluindo a definição de sinais de preço e tarifação da baixa tensão.

• Pesquisa e Desenvolvimento - P&D:A ANEEL tem competência para regulamentar e acompanhar a

implementação dos programas de pesquisa e desenvolvimento e de eficiência energética. Nesse âmbito, existem diferentes projetos en-volvendo tecnologias de redes inteligentes, incluindo alguns projetos pilotos. Dentre os projetos em andamento, destaca-se o projeto no âmbito da Chamada de Projeto de P&D Estratégico no 11/2010: Pro-grama Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente, atualmente desenvolvido conjuntamente por diversas empresas do setor elétrico nacional.

• Outros temas:Existe ainda a necessidade de estudos para verificar a necessidade

e a viabilidade de regulamentação de outros temas, tais como a integração dos carros elétricos às redes de distribuição, prestação de novos serviços pelas distribuidoras, novas possibilidades de atuação das cessantes no mercado, entre outros temas.

Todas as Resoluções da ANEEL estão disponíveis no site da Agência: http://www.ANEEL.gov.br/biblioteca/pesquisadigit.cfm

Toda a documentação relacionada às Consultas e Audiências Públicas está disponível no site da Agência: http://www.ANEEL.gov.br/area.cfm?idArea=12&idPerfil=3

agência ReguladoRa

“O conceito de redes inteligentes é amplo e envolve várias tec-nologias. A ANEEL já regulamentou alguns temas e outros ainda es-tão em fase de análise e discussão,” destaca o Superintendente de Regulação dos Serviços de Distribuição da ANEEL, Paulo Henrique Silvestri Lopes.

PCH Notícias & SHP News: Qual é a posição da ANEEL em relação à implementação do Smart Grid em nosso setor elétrico?

Paulo Henrique Silvestri Lopes: De uma forma geral, a im-plantação das redes inteligentes deve ser uma iniciativa das em-presas distribuidoras de energia elétrica. Entretanto, cabe à ANEEL algumas ações no sentido de coordenar a implantação de novas tecnologias que busquem benefícios para toda a sociedade.

A ANEEL incentiva a melhoria da qualidade do fornecimento de energia, a redução de custos operacionais das distribuidoras, o combate às perdas e a eficiência energética. É nesse âmbito que se inserem as redes inteligentes.

O conceito de redes inteligentes é amplo e envolve várias tecnologias. A ANEEL já regulamentou alguns temas e outros ainda estão em fase de análise e discussão. Conforme desta-cado no item seguinte, existem ações da ANEEL na área de geração microdistribuída, PLC, informações georeferenciadas e medição eletrônica.

A posição da ANEEL sobre a implantação de redes inteligentes pode ser entendida pela postura tomada pela Agência com rela-ção à medição inteligente. Assim, especificamente para medição, ainda não há no Brasil uma regulamentação específica para o uso de medidores eletromagnéticos nas redes de distribuição e isto se configura em uma das razões porque a aplicação da tecnologia ainda não é ampla no país. Sem a coordenação da ANEEL, nada impede que as distribuidoras façam uso da medição eletrônica por opção estratégica empresarial, processo este que já está aconte-cendo em certos casos. Nesta situação, as empresas assumem a iniciativa da implantação, mas a utilização de todo o potencial di-sponibilizado pela tecnologia tende a ser limitada, pois a empresa procura solucionar problemas pontuais de sua área de atuação. Consequentemente, os consumidores podem usufruir apenas de parte dos benefícios em longo prazo.

Como a medição desempenha um papel importante em quase todos os aspectos do setor elétrico (planejamento, operação, tarifas, etc.), é do interesse do órgão regulador criar um quadro ideal para a infraestrutura de medição. Ou seja, a falta de re-gulamentação e determinações da ANEEL sobre a matéria pode prejudicar o aperfeiçoamento de processos relativos à tarifação, faturamento, apuração dos indicadores de qualidade e combate a perdas, perdendo-se a oportunidade de evolução coordenada do parque de medição brasileiro em baixa tensão.

Portanto, como há um grande potencial no uso das redes in-teligentes, a ANEEL está debatendo o uso compulsório de medi-dores dotados de funcionalidades adicionais para parte das uni-dades consumidoras conectadas em baixa tensão.

PCH Notícias & SHP News: Há algum estudo em andamen-to para implementação das redes inteligentes?

Paulo Henrique Silvestri Lopes: Para a criação de regula-mentos, a ANEEL adota a postura de transparência e de incentivo à participação da sociedade. Nesse sentido, são realizadas reu-niões técnicas, seminários e principalmente consultas e audiên-cias públicas. Especificamente para o tema de medição, desde 2008 quando os estudos se iniciaram, a ANEEL vem realizando

entrevista com Paulo Henrique Silvestrireuniões com fabricantes de medidores e sua associação, dis-tribuidoras, INMETRO, consumidores e associações representa-tivas e provedores de tecnologias (telecomunicações, TI, etc.), entre outros agentes envolvidos no tema.

9

INNOVATIVE

aneel’s actions regarding smart grids

All of the resolutions below have gone under consult processes and/or public hearings.

• Geographic Information System – GIS:In December 2008, with the approval of the first Distribution

Procedures – PRODIST by Normative Resolution No 345/2008, the implementation of the Geographic Information System was approved. Later on the regulation was inserted in the Normative Regulation No 395/2009.

• power line communications – plc:In August, 2009, Normative Resolution No 375/2009 was issued,

regulating the use of the distribution installations of electric power as a means of transport for communication using digital or analogic signals (use of Power Line Communications – PLC technology).

• Micro-generation:About distributed Micro-generation, issue that is also inserted in

the scope of Smart Grids, the SDR has been developing studies and already studies a way to reduce the obstacles against the access of small generating plants to the distribution system. Hearing No 015/2010 was carried out, but it still being analyzed. A new public hearing is forecast to take place in the first half of 2011.

• Electronic Measurement:On the use of electronic measurement in low voltage consuming

units, ANEEL carried out an International Seminar on Electronic Measurement in September, 2008. Afterwards Public Hearing No 015/2009 was established. From October 2010 to January 2011 Public Hearing No 043/2010 was carried out aiming at attaining subsidies and additional information to establish a Normative Resolution about the minimum requirements for Electronic meters at low voltage consuming units (definition of the meter “standard”). The contributions that came from Public Hearing 043/2010 are still being analyzed. There is another Public Hearing forecast to take place in the second half of 2011 which will deal with a replacement plan (deadlines and goals for the distributers to carry out the installation of the meter).

• Differentiated Tariffs:On the possibility of applying differentiated tariffs at low voltage,

ANEEL established Public Consult No 011/2010 and a Public Hearing No 120/2010. The goal is to attain additional information on the proposal to change the methodology that defines the tariff structure applied to the power distribution sector in Brazil, including the definition of price signals and low voltage tariffs.

• Research and Development – R&D:ANEEL is able to regulate and follow the implementation of

research and development programs and energy efficiency programs. Within this scope there are different programs involving Smart Grid technologies, including some pilot projects. Among these ongoing projects it is possible to highlight Strategic R&D Project Call No 11/2010: Brazilian Program for Smart Power Grids, which is developed jointly by several companies of the national electric sector.

• other themes:It is still necessary to carry out studies to verify the need and

the regulation feasibility of other themes such as the integration of electrical cars to the distribution grid, new services rendered by the distributors, new possibilities to enter the market, etc.

All ANEEL’s Resolutions are available at the agency website: http://www.ANEEL.gov.br/biblioteca/pesquisadigit.cfmAll the documents regarding the Public Consults and Hearings are available at the agency website: http://www.ANEEL.gov.br/area.cfm?idArea=12&idPerfil=3

Regulating agency

“The concept of Smart Grids is wide and involves several tech-nologies. ANEEL has already regu-lated some issues and others are still being analyzed and discussed”, highlights the Superintended of Distribution Services Regulation of ANEEL, Mr. Paulo Henrique Silvestri Lopes.

PCH Notícias & SHP News: What is ANEEL’s position in relation to the implementation of Smart Grids in our electric sector?

Paulo Henrique Silvestri Lopes: Generally speaking, the implementation of Smart Grids must de an initiative of the electric power distributing companies. However, ANEEL is responsible for some actions in the sense of coordinating the implementation of new technologies that aim at benefits for the society as a whole.

ANEEL encourages improvements in the quality of power supply, the reduction in operational costs of the distributors, the fight against losses and the for energy efficiency. Smart Grids are within this scope.

The concept of Smart Grids is wide and involves several technologies. ANEEL has already regulated some issues and others are still being analyzed and discussed. The next item will show that ANEEL has acted in areas such as micro-distributed generation, PLC, geo-referenced information and electronic measurement.

ANEEL’s position on the implementation of Smart Grids can be understood according to the position taken by the agency in relation to the Smart metering. This way, specifically for metering, Brazil still does not have a specific regulation regarding the use of electromagnetic meters in the distribution grids and that is one of the reasons the technology is not used widely in the country. Without ANEEL’s coordination, nothing stops the distributors to use the electronic meters as a company strategy, and this process is already taking place in some cases, by the way. In this situation, the companies assume the initiative of the implementation, but the use of the whole potential of the technology tends to be limited, given that the company tries to solve specific problems in their area. Consequently, consumers can profit only from a small part of the long-term benefits.

As the metering plays an important role in nearly all the as-pects of the electric sector (planning, operation, tariffs, etc…), it’s the regulating organ interest to create an ideal measuring infra-structure scenario, i.e., the lack of ANEEL’s regulation determina-tions on the subject may harm the improvements of the processes related to the tariffs, revenue, collection of quality indicators and fight against the losses, losing the opportunity of a coordinated evolution of the Brazilian low voltage measurement park.

So, as there is a great potential towards the use of Smart Grids, ANEEL is discussing the mandatory use of meters that have additional functions for part of the consuming units connected at low voltage.

PCH Notícias & SHP News: Are there any ongoing studies on the implementation of Smart Grids?

Paulo Henrique Silvestri Lopes: For the creation of the regulations, ANEEL adopts a posture that is transparent and encourages the participation of the society. In this sense, there are technical meetings, seminaries and mainly public hearings. Aiming

interviewing with Paulo Henrique Silvestrispecifically at measurement, ANEEL has been carrying out meetings with meter manufacturers and their associations, distributors, INMETRO, consumers, representative associations and technology suppliers (telecommunications, IT, etc.) among other agents involved in the theme since 2008, when the studies started.

AN

EEL

10

smaRt gRids nos estados unidos

O gerente de assessoria de implementação estratégica de Smart Grids da empresa Ernst & Young de Nova York, Mark Northrup, concedeu uma entrevista à PCH Notícias onde explicou como as redes inteligentes vêm sendo implantadas nos Estados Unidos.

PCH Notícias & SHP News: Como o Mercado de serviços de energia está se desenvolvendo nos EUA? Mark Northrup: O governo dos EUA assegurou uma subvenção chamada Subvenção para Investimentos em Redes Inteligentes

(SGIG) a qual financiou aproximadamente 100 projetos com fundos para uma das iniciativas seguintes: Infraestrutura de Medição Avançada, Sistemas de Consumo, Sistemas Elétricos de Distribuição, Sistemas Elétricos de Transmissão, Manufatura de Equipamen-tos, Sistemas Integrados e/ou Sistema de Redução de Custo.

O fundo total que está sendo fornecido pelo governo dos EUA é de aproximadamente 4 bilhões de dólares. O financiamento recebido do governo deve ser totalmente investido nos projetos, o que agora alavancou os investimentos de mercado de projetos de Redes Inteligentes financiado pelo SGIG para aproximadamente 8 bilhões de dólares. Isso representa criar uma transformação na indústria e tem sido chamada de evolução e em alguns casos, uma revolução no setor de Energia e Concessionárias. As áreas seguintes estão mudando rapidamente com o desenvolvimento das Redes Inteligentes:

1. Geração/Produção • Geração descentralizada • Novas fontes de produção de energia que causem mudanças no mix de geração • Fontes de abastecimento sustentáveis e seguras2. Comércio • Com as mudanças na indústria, são necessárias

uma crescente complexidade e sofisticação3. Transmissão • Infraestrutura mais flexível • Fluxo em ambas direções4. Distribuição • A introdução de Redes e Medidores Inteligen-

tes garante o fluxo de/para/e dos consumi-dores

5. Medição • Redes e Medidores Inteligentes oferecem no-

vas fontes de renda aos produtores e ao mer-cado

6. Varejo (Consumidor) • Consumidores poderão gerar sua própria

energia e energia renovável • Eles terão mais controle sobre seu consumo

de energia • O "Inteligente" cria novos serviços para os

consumidores

INOVAÇÃO

entrevista com Mark Northrup

Arq

uivo

Pes

soal

100 projetos

Infraestrutura avançada de medição

Tipos

Sistemas elétricos de transmissão

Sistemas de consumo

Manufatura de equipamentos

Sistemas elétricos de distribuição

Sistemas integrados e/ou sistema de redução de custo

Out 21, 2009

Todos os projetos selecionados

Fundos de investimentos em Redes inteligentes

O círculo indica projetos onde concessionária/áreas específicas não são conhecidas

11

smaRt gRids in the united states oF ameRica

The Smart Grid Implementation Manager of the company Ernst & Young, New York, Mr. Mark Northrup, gave us and interview, where he explained how Smart Grids have been implemented in the USA.

PCH Notícias & SHP News: How are energy services markets developing in USA? Mark Northrup: The US Federal Government has enabled a grant called the Smart Grid Investment Grant

(SGIG) in which it funded approximately 100 projects with funds toward one of the following initiatives: Advanced Metering Infrastructure, Customer Systems, Electrical Systems Distribution, Electric Transmission Systems, Equipment Manufacturing, Integrated and/or Cost reducing systems.

The overall funding being provided by the US Federal Government is approximately $4 billion US dollars. The funding received from the US government must be matched by the recipient which has now pushed the market

investment of Smart Grid projects funded by SGIG to approximately $8 billion plus. This is creating a transformation in the industry and it is often being called an evolution and even in some cases a "revolution" in the Power & Utilities sector. The following areas are changing rapidly with the development of Smart Grid:

1. Generation / Production • Decentralized generation • New sources of energy production which produce changes in the generation mix • Sustainable, secure sources of supply

2. Trading • Increasing complexity and sophistication is

required with the changes to the industry3. Transmission • More flexible infrastructure • Bi-directional flow 4. Distribution • The introduction of Smart Meters and Grids

enable power flows of energy to and from customers

5. Metering • Smart Meters and Grids offer new sources of

revenue to producers and marketers 6. Retail (Customer) • Customers are able to generate their own

energy and renewable energy • They have more control over their energy

consumption • "Smart" creates new services for the customers

INNOVATIVE

interviewing with Mark Northrup

Advanced Metering Infrastructure

Type

Electric Transmission Systems

Customer Systems

Equipment Manufacturing

Electric Systems Distribution

Integrated and/or cost reducing systems

Oct 21, 2009

Circle indicates project where specific utility/area is not known.

all selected projects

100 projects

smart grid investment gRants

12

PCH Notícias & SHP News: Qual será a natureza e o tamanho do impacto das Redes Inteligentes nesses mercados? Quem está melhor posicionado para captar os valores desses mercados e por quê?

Mark Northrup: Como mencionado anteriormente, isso está criando um significativo crescimento que não se tem visto na indús-tria de Energia & Concessionárias há décadas aqui nos EUA, bem como em outros lugares. Com base nos gráficos abaixo você verá o financiamento real das novas áreas de mercado que serão afetadas pela onda de investimentos nas Redes Inteligentes. Produtores de todas as áreas do mercado que sofreram os impactos das Redes Inteligentes verão um aumento na demanda por mais dispositivos e serviços "Inteligentes" e que a forma como as coisas eram feitas nessa indústria há pouco tempo atrás não é mais aceitável.

áReanúmeRo de aplicações

Classificados/Habilitados

Financiamento FedeRal ($)

apoRte do investidoR ($)

paRcela do investidoR (%)

Manufatura de equipamento 2/14 25.786.501 25.807.502 50,02

Sistemas de consumo 5/27 32.402.210 34.933.413 51,88

Infraestrutura avançada de medição 31/38 818.245.749 1.194.272.137 59,34

Distribuição elétrica 13/39 254.260.753 254.738.977 50,05

Transmissão elétrica 10/28 147.990.985 150.454.793 50,41

Integrado e sistema de redução de custo 39/43 2.150.505.323 3.082.366.420 59,09

total 100/389 3.429.191.521 4.742.573.246 58,04

Redes inteligentes – sistemas e equipamentos

númeRo de unidades(estimativas autoregistradas)

melhoRias impactos

Redes de PMU 877• Cobertura nacional praticamente completa• 6x os 166 PMUs existentes na rede

Aumenta a conscientização sobre a situação e a confiabilidade e a resistência dos sistemas elétricos

Transformadores inteligentes 205.983 • Possibilita manutenção preventiva

Subestações automatizadas 671• 5% das 12.466 subestações de distribuição

e transmissão nos EUA

Dispositivos de controle de carga 176.814 • Possibilita redução nas demandas de pico 1444 MW de redução de demanda de pico por ano (estimativas

autoregistradas)Termostatos inteligentes 170.218 • Possibilita redução nas demandas de pico

Medidores inteligentes 18.179.912• 13% dos 142 milhões de consumidores

nos EUAMudanças transformacionais no

comportamento do consumidor e no consumo de energiaUnidades de visores residenciais 1.183.265 • Concede mais poder ao consumidor

Estações de carregamento para veículos elétricos

12/100 • Acelera entrada no mercadoComeça a traçar o caminho para a

independência energética

tecnologias novas surgem e mudam a racionalidade dos negócios de energia e empresas de serviço público

Exemplos:Geração distribuídae energia renováveis como a eólica, a solar deve ser integrada na rede e nos sistemas de eletricidade

Telecomunicação e ti possibilitando as concessionárias a transferir, armazenar e utilizar mais dados (por exemplo: dados técnicos sobre o status da rede) e melhor

Integração de veículos elétricos no sistema de eletricidade

governos incentivam concessionárias a investir em redes inteligentes e medidores inteligentes com a finalidade de:• Melhorar a segurança do

fornecimento• Evitar novas capacidades

de geração• Reduzir perdas na rede• Assegurar a cobrança

correta e pontual

Exemplos:Pacotes de estímulos(ARRA, China)

União Européia – diretiva exigindo a introdução de tarifas por tempo de uso e uma implementação mandatória dos medidores inteligentes até 2022 na Europa

Evoluir padrões da indústria para tecnologias-chave e componentes das redes inteligentes reduz riscos de investimento para as companhias e custos (possibilitando as empresas a realizar economia de escala)

Exemplos:NIST (Instituto Nacional de Padrões e Tecnologia) nos Estados Unidos• Redes Inteligentes• Planejamento padrões

de interoperatividade• Demanda e estratégia

de Segurança cibernética de Redes Inteligentes

União Européia abre padrão para medidor

Novas oportunidades de negócios: Redes inteligentes como meio importante para as empresas reduzir custos, aumentar os rendimentos e encontrar novos cursos de renda

Exemplos:Redução de custos (exemplo – utilização de bens, trabalho simplificado, redução nas interrupções

Proteção de bens (prevenção de fraudes, tarifas corretas)

Cria serviços de valores adicionais para o consumidor aumentar as formas de renda e manter os consumidores existentes

Redes inteligentes são possibilitadores mais ativos no envolvimento do consumidor ao resolver assuntos energéticos

Exemplos:consumidores estão tendo mais poder e estão ambientalmente inteligentes

Uma crescente parte dos consumidores está produzindo energia(Prosumers)

Consumidores querem participar na especificação de produtos e serviços

Expectativa de dados e serviços serem imedia-tamente acessíveis e atualizadas

TI/Tecnologia Regulamentaçãopadrões de energia e

concessionáriaValor de criação consumidor

INOVAÇÃO

13

INNOVATIVE

PCH Notícias & SHP News: How will the Smart Grid impact the size and nature of these markets? Who is best placed to capture the value from these markets and why?

Mark Northrup: As stated above this is creating incredible growth that hasn't been seen in the Power & Utilities industry for decades here in the US as well as other geographies. From the charts below you will see the actual funding of new areas of markets that will be affected by the surge of spending in the Smart Grid arena. Producers of every area that is impacted by Smart Grid will see an increase in the demand for more "Intelligent" devices and services and that the way we did things before in this industry is no longer acceptable.

topic aReanumbeR oF

applications Selected/Conforming

FedeRal Funding ($)

applicant Funding ($)

applicant cost shaRe (%)

Equipment Manufacturing 2/14 25,786,501 25,807,502 50.02

Customer Systems 5/27 32,402,210 34,933,413 51.88

Advanced Metering Infrastructure 31/138 818,245,749 1,194,272,137 59.34

Electric Distribution 13/39 254,260,753 254,738,977 50.05

Electric Transmission 10/28 147,990,985 150,454,793 50.41

Integrated and Cost reducing systems 39/143 2,150,505,323 3,082,366,420 59.09

total 100/389 3,429,191,521 4,742,573,246 58.04

smaRt gRid systems and equipment

numbeRs oF units (self-reported estimates)

impRovements impacts

Networked Phasor Measurement Units

877• Near-nationwide coverage• 6X the 166 existing networked PMUs Enhanced situational awareness

and electric system reliability and resiliency

Smart Transformers 205,983 • Enables preventative maintenance

Automated Substations 671• 5% of 12,466 transmission and

distribution substations in the U.S.

Load Control Devices 176,814 • Enables peak demand reductions 1444 MWs of peak demand reduction per year

(self-reported estimates)Smart Thermostats 170,218 • Enables peak demand reduction

Smart Meters 18,179,912• 13% ofthe 142 million customers in

the U.S.Transformational changes in

consumer behavior and energy consumptionIn-Home Display Units 1,183,265 • Enables customer empowerment

PHEVs/Charging Stations 12/100 • Accelerates market entryBegins the path toward energy

independence

New, disruptive technologiesemerge and change business rationalities of the power & utilities industry

Examples:distributed generation (micro CHP) andrenewable energies like wind, solar have to be integrated into the grid and the electricity system

telecommunication and it enabling utilities to transfer, storage and utilize more data (e.g. technical data about the network status) and better

Integration of electric vehicles into the electricity system

governments encourage utilities to invest into smart grids and smart meters in order to• Improving security of supply• Avoiding new generation capacity• Reducing network losses• Guaranteeing correct and timely billing

Examples:Stimulus packagens(ARRA, China)

EU-Directive requesting the indroduction of time-of-use-tariffs and a mandatory roll-out of smart meters by 2022 in Europe

Evolving industry standards for key technologies and elements of smart grids reduces investment risks for companies and costs (enabling companies to realize economies of scale)

Examples:NIST (National Institute of Standards and Technology) in the US:• Smart Grid Interoperability standard Roadmap• Smart Grid Cyber Security Strategy and Requeriments

European Union open meter standard

new business opportunities: Smart Grids as an important mean for companies to reduce costs, increase revenues and find new revenue streams

Examples:cost reduction (e. g. asset utilization, work simplification, outage reduction)

Asset protection (fraud prevention, correct billing)

Creating new added value services for customers in order increase the revenue stream and to retain existing customers

smart grids are the enable to involve customers more actively in solving energy issues

Examples:consumers are becoming more empowered and environmentally concerned

increasing share of consumers also producing energy (Prosumers)

consumers wish to be engaged in specifying products and services

Expectation for data and services to be instantly accessible and up to date

IT/Technology RegulationPower & Utility

standardsvalue creation customer

14

PCH Notícias & SHP News: Qual será o papel do consumidor? Mark Northrup: O consumidor é a chave para o sucesso das Redes Inteligentes. Sem a adoção e a aceitação dos “Serviços das

Redes Inteligentes” que serão fornecidos por essa “revolução” na indústria, nada disso será bem sucedido no mundo. Os ganhos em efi ciência e operação serão preenchidos por atualizações na Rede por Dispositivos Inteligentes, mas há muito a se dizer sobre o fato de que maiores benefícios serão vistos de modo geral se o consumidor comprar a ideia das Redes inteligentes.

Bloombergnew eneRgy Finance

Sistemas HEM possibilitamuma resposta de demandae automação residencial

Exemplo de fl uxo de dados• Uso • Sinais DR• Preços em tempo real

Companhia energética/Rede

consumidor Residencial

Geração distribuída

Termostato inteli-gente e HVAC

inteligente

aparelhos inteligentes

interruptoresinteligentes

Sistema de gerenciamento

energético

medidor inteligente

Armazenamento de energia

rede de área residencial (Zigbee, Z-Wave, WiFI, Power line comms, etc.)

Carregamento de Veículos Elétricos

sensores ambientais

AMI

PCH Notícias & SHP News: O senhor poderia explicar o “Consórcio de Rede Inteligente do Estado de Nova Iorque” ou outro caso?Mark Northrup: O Consórcio de Rede Inteligente no Estado de Nova Iorque é uma corporação sem fi ns lucrativos com o propósito

de controlar os específi cos recursos do estado enquanto gere o desenvolvimento colaborativo das Redes Inteligentes. Os princípios de operação são: • Foco no Consumidor: Comprometimento com o desenvolvimento de Redes Inteligentes mais efi cazes, efi cientes e acessíveis para

benefi ciar todos os consumidores e comunidades; • Estrategicamente Alinhado: Comprometimento com a formação de uma infraestrutura elétrica robusta, dinâmica e segura, fo-

cando coletivamente na execução e progressão sustentáveis da estratégia de Redes Inteligentes do Estado de Nova Iorque;• Colaborativo: Comprometimento com a integração e a arrecadação dos recursos da associação do consórcio – através de indús-

trias, concessionárias, mercado, instituições acadêmicas e governamentais – para garantir um desenvolvimento aberto e efi caz do compartilhamento de conhecimento institucional;

• Inovador: Comprometimento com uma gama de P&D em tecnologias e sistemas de Redes Inteligentes bem defi nida e bem gerida de modo a acelerar os avanços tecnológicos e a interoperabilidade institucional;

• Motivado: Comprometimento com o processo transparente de validação para assegurar a progressão e as realizações a longo prazo das Redes Inteligentes do Estado de Nova Iorque para promover o desenvolvimento econômico.

Possibilitação do consumidor Possibilitação do consumidor Melhoria na rede Integração de fornecimento diverso

FORÇAS MOTRIZES

BENEFÍCIOS

FONTES ÚNICAS DE NOVA IORQUEEmissões de C02

Desenvolvimento econômico

Força Motrizes e Recursos de Nova Iorque

Visão estratégica da rede inteligente do estado de Nova Iorque

Metas da Política Energética

Controle de recursos

Componentes da Rede Inteligente do Estado

de Nova Iorque

Benefícios da Rede Inteligente

Renováveis oportunos Menores interrupções Melhor confi abilidade

Maior segurança Aumento na efi ciência Maior satisfação dos consumidores

Energia e consumidor/Economia nos custos

Pesquisas relacio-nadas

Interrupções de energia

Líder em energialimpa

Ameaças a segurança

Tecnologiainovadora

Especialização das indústrias de redes inteligentes

Evolução dos Padrões

consóRcio de Redes inteligentes do estado de nova ioRque

Capital fi nanceiro e de mídia

SUSTENTABILIDADE CONFIABILIDADE PAGAMENTO

INOVAÇÃO

15

PCH Notícias & SHP News: What role will the customer play? Mark Northrup: The Customer is key to the success of the Smart Grid. Without the adoption and acceptance of the "Smart Grid

Services" that are provided by this "Revolution" in the industry then this will not be as successful for the world. Gains in effi ciency and operations will be fulfi lled by upgrades in the Grid by Intelligent devices but there is much to be said about the fact that greater benefi ts will be seen on a whole if the customer buys into Smart Grid.

Bloombergnew eneRgy Finance

HEM systems enable demand response and home automation

Example data fl ows:• Usage• DR signals• Real-time prices

Energy company/grid

Residential consumer

Distributedgeneration

Smart thermostat & HVAC

Smart appliances

Smart plugsEnergy Mgmt SystemSmart meter

Power storage

Home area network (Zigbee, Z-Wave, WiFI, Power line comms, etc.)

Electric vehicle charging

Environmental sensors

AMI

PCH Notícias & SHP News: Would you like to explain about the "New York State Smart Grid Consortium" or another case? Mark Northrup: The NYS Smart Grid Consortium is a non-for-profi t corporation incorporated to harness the unique resources of

the state as it manages the collaborative development of the Smart Grid. The operating principles are: • Customer Focused: Committed to developing the most effective, effi cient and accessible Smart Grid to benefi t all customers

and communities • Strategically Aligned: Committed to building a robust, dynamic and secure electricity infrastructure by being collectively

focused on the sustainable execution and progression of the NYS Smart Grid strategy • Collaborative: Committed to integrating and leveraging the resources of the consortium membership - across the industry,

utility, market, academic and government institutions- to assure the open and effective development of shared institutional knowledge

• Innovative: Committed to a well-defi ned and managed nexus of R&D Smart Grid technologies and systems to accelerate the advancement of technical and institutional interoperability

• Performance Driven: Committed to a transparent validation process to ensure the progression and long-term achievement of the NYS Smart Grid to foster economic development.

Customer Enablement Grid Enhancement Diverse Supply Integration

DRIVING FORCES

BENEFITS

UNIQUE NEW YORK RESOURCES

CO2Emissions

Economic Development

Driving Forces andNew York Resources

new york state strategic smart grid vision

Energy Policy Goals

Harnessing Resources

New York State Smart Grid Components

Smart Grid Benefi ts

Timely Renewables Shorter Outages Improved Reliability

Higher Security Increased Effi ciency Higher Customer Satisfaction

Consumer Energy/Cost Savings

ResearchNexus

PowerOutoges

Clean Energy Leader

SecurityThreots

InnovativeTechnology

SG Industry Expertise

EvolvingStandards

new yoRk state smart grid consoRtium

Financial and Media Capital

SUSTAINA BILITY RELIABILITY AFFORDABILITY

INNOVATIVE

16

novo código FloRestal bRasileiRo: RuRalistas X ambientalistas

Por Fabiana Gama Viana

O tema é polêmico. De um lado, a defesa do meio ambiente e do outro a utilização da terra para a agricultura e pecuária. As pro-postas para a reformulação do Código Florestal Brasileiro reacen-deram antigas discussões sobre a preservação do meio ambiente, a produção de alimentos e o crescimento do agronegócio nacional. Tudo em meio a um processo eleitoral e a uma dualidade que se instalou nos salões políticos brasileiros: os ruralistas e os ambien-talistas. Nesse cenário, por 13 votos a 5, o projeto de mudança do novo Código Florestal foi aprovado pela Comissão Especial da Câmara dos Deputados no início de julho de 2010, devendo ser levado para votação no primeiro semestre de 2011.

De autoria do Deputado Federal Aldo Rebelo (PCdoB-SP), a proposta de reformulação do Código Florestal nacional vem en-frentando muitas críticas. E não só por parte de ambientalistas, mas também de uma parcela do meio acadêmico, pequenos produtores rurais e até mesmo de representantes do poder exe-cutivo federal.

código FloRestal bRasileiRo

O primeiro Código Florestal Brasileiro é de 1934, período em que a lenha e o carvão eram a base da matriz energética nacio-nal. Com a medida, Getúlio Vargas, então presidente do Brasil, aprovou os trabalhos de uma comissão parlamentar, criada em 1920, que se inspirou nas ideias do botânico suíço Albert Loef-gren, o qual defendia a manutenção de uma pequena área de floresta em cada propriedade privada.

Com a construção das primeiras hidrelétricas e a consequente mudança da matriz energética brasileira, a legislação florestal vi-gente caiu no esquecimento. No início dos anos 60, uma nova comis-são foi encarregada de reformular o Código Florestal. O trabalho foi feito, mas acabou engavetado, sendo retomado em 1964.

O Código Florestal Brasileiro (Lei nº 4771/1965) define os direitos e deveres dos cidadãos que se utilizam ou se beneficiam de terras e florestas no território nacional e delimita a Amazônia Legal. Estabelece limites de uso da propriedade, os quais devem respeitar a vegetação existente, considerada bem de interesse comum, com exceção para a retirada de vegetação para obras de interesse público, desde que com licenciamento ambiental e com o cumprimento da compensação ambiental estabelecida.

Além disso, as terras indígenas podem apenas ser explora-das pelos índios, desde que com manejo sustentável. O código define também os percentuais de Reserva Legal (RL) e Áreas de Proteção Permanente (APPs) a serem mantidos na propriedade privada, as condições para a derrubada de vegetação em áreas urbanas e de manutenção de área verde no entorno de represas artificiais. Da mesma forma, estabelece a obrigatoriedade das empresas que utilizam matéria-prima oriunda de florestas de que possuam áreas de reflorestamento, dentre outras medidas.

Desde sua aprovação, em 1965, foram sugeridas diversas al-terações no código, sendo boa parte aprovada através de leis ou medidas provisórias. Em 2008, foi criado um Grupo de Tra-balho com representantes dos ministérios da Agricultura, Meio Ambiente e Desenvolvimento Agrário. Contudo, como o grupo não chegou a um consenso, foi dissolvido no início de 2009. Neste mesmo período, a Comissão Coordenadora de Zoneamento Ecológico-Econômico do Território Nacional modificou um ponto do código no que diz respeito ao entorno das BRs 163 (Cuiabá-Santarém) e 230 (Transamazônica) – a redução de 80% para 50% da reserva legal desobrigou a revegetação com espécies

nativas de 700 mil hectares na Amazônia. No início de 2010, foi apresentado o texto para reformulação do Código Florestal, cujo relator é Aldo Rebelo.

o novo código FloRestal

Um dos pontos da reformulação do código proposta por Rebelo é a dispensa da necessidade de Reserva Legal (RL) e de recom-posição florestal para propriedades de até quatro módulos fiscais (o que varia de município para município). Nesse sentido, espera-va-se que as pequenas propriedades, classificadas como agricultu-ra familiar, também necessitassem fazer a recomposição florestal, mesmo que de uma forma mais flexível sob o aspecto do que de-veria ser plantado. No entanto, prevê-se que não só a agricultura familiar e sim toda e qualquer propriedade tenha esse benefício.

Além disso, as novas regras concedem anistia a quem não registrou Reserva Legal, desmatou Áreas de Proteção Permanente (APPs) ou outros crimes de desmatamento cometidos até 2008. Da mesma forma, prevê-se a alteração do percentual destinado à proteção de áreas de cerrado na Amazônia. A atual legislação estabelece que a área de RL deva ser de 80% na Amazônia Legal, 35% na região de cerrado que esteja nos estados da Amazônia Legal e 20% nas demais regiões do país, sendo que a recom-posição deve ser feita com espécies nativas. Pela nova proposta, as áreas de cerrado na Amazônia podem ter reduzida a proteção para 20% da propriedade, e a recuperação da Reserva Legal ser feita com espécies exóticas intercaladas a nativas.

Outro ponto de discussão é em relação às Áreas de Proteção Permanente (APPs). Pela legislação em vigor, no mínimo 30 me-tros nas margens de rios, áreas de encosta, topos de morros e várzeas devem ser protegidos. Dessa forma, quem desmatou, precisa recompor a vegetação. Com as novas propostas, a pro-teção mínima pode ser reduzida para até 15 metros, e as várzeas deixam de ser consideradas APPs.

Segundo a Constituição Federal, aquele que causar danos ao meio ambiente e infringir as leis ambientais deve reparar a perda. Contudo, o novo texto aponta que o governo é responsável por elaborar planos de regularização ambiental em cinco anos e, se isso não for feito, o produtor não é obrigado a recuperar a área.

meio ambiente X agRonegócio

Além das críticas em relação às alterações nos limites de APP e RL e maior flexibilização das penalizações a crimes ambientais, pesquisadores e ambientalistas apontam que o relatório não foi produzido a partir de critérios técnicos e científicos, além de não ter sido debatido pela opinião pública.

Da mesma forma, critica-se a relação estabelecida entre o código em vigor e o não desenvolvimento do agronegócio brasi-leiro e o conflito entre a preservação da vegetação natural e a produção de alimentos. Em recente artigo publicado pela Funda-ção de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP), os maiores entraves para a agricultura e pecuária no Brasil não estão na legislação ambiental e sim em fatores como a escassez de crédito agrícola, falta de assistência técnica, distribuição desigual de terras e carência de investimentos em infraestru-tura de armazenamento e escoamento de produção, dentre ou-tras razões (A falsa dicotomia entre a preservação da vegetação natural e a produção agropecuária – Revista Biota Neotropica – FAPESP/2010/Luiz Antonio Martinelli, Carlos Alfredo Joly, Carlos Afonso Nobre e Gerd Sparovek).

LEGISLAÇÃO

17

new bRazilian FoRest code: agRaRians vs. enviRonmentalists

Translation: Joana S. de Almeida

The subject is controversial. On one hand, there is envi-ronmental protection and on the other, land use for agriculture and livestock. Proposals for reshaping the Brazilian Forest Code brought up old discussions on preserving the environment, food production and agribusiness growth. All of this in the midst of elections and a duality, which makes up the political salons of Brazil: large farmers and environmentalists. In this scenario, by a vote of 13 to 5, the proposed change in the new Forest Code was approved by the House of Representatives in early July 2010 and will be brought to vote in the first half of 2011.

Approved by Congressman Aldo Rebelo (PCdoB-SP), the proposed reformation to the National Forest Code has faced a great amount of criticism not only from environmentalists but also from a portion of academic bodies, small farmers and even representatives of the federal executive branch.

bRazilian FoRest code

The first Brazilian Forest Code was in 1934, during which firewood and charcoal were the basis for the national energy matrix. With this measure, Getulio Varga, Brazil’s president at that time, approved work from the parliamentary commission, established in 1920 and inspired by the ideas of the Swiss botanist Albert Loefgren, which defended the maintenance of a small area forest of privately owned property.

With the construction of the first hydroelectric plants and the consequent change in the Brazilian energy matrix, the current forest law was then forgotten. In the early ‘60’s, a new committee was given the task to reform the Forest Code. Work on it was done, but it was put on hold and resumed again in 1964.

The Brazilian Forest Code (Law No. 4771/1965) defines the rights and duties of citizens who use or benefit from land and forests in the country including the borders of the Amazon. Limits were set on the use of property, where existing vegetation must be respected and considered of common interest to all, except for the removal of vegetation for public service interests provided there are environmental licenses and compliance with established environmental compensation.

Moreover, indigenous lands can only be exploited by native Indians, provided there is sustainable management. The code also defines the percentage of Legal Reserve (LR) and Permanent Protection Areas (PPAs) to be held and maintained on private property, the conditions for clearing vegetation in urban areas and the maintenance of green areas surrounding artificial dams. So, companies who use raw material from forests are obligated to reforest areas, among other measures.

Since its approval in 1965, several changes were suggested in the code, and most were passed through to law or interim measures. In 2008, a working group with representatives from the Agriculture, Environmental and Agrarian Development Ministries was created. However, as the group did not reach a consensus, it was soon dissolved in 2009. In the same period, the Coordinating Committee of Ecological and Economic Zoning of National Territory changed a part of the code with respect to the surrounding areas of highways BR 163 (Cuiabá-Santarém) and BR 230 (Trans-Amazonian) – a reduction of 80% to 50% of legal reserve not legally required to re-vegetate native species of 700,000 hectares in the Amazon. In early 2010, a text for the reformation of the Forest Code was presented, which the rapporteur was Aldo Rebelo.

the new FoRest code

One of the reformations of the Code proposed by Rebelo is to scratch out the need for Legal Reserve and reforestation properties of up to four taxed modules (which varies from municipality to municipality). This way, it was expected that small farms be classified as family farms and would also need to reforest, even in a more flexible way under the aspect that it should be planted. However, it is expected that not only family farms, but also each and every property has this benefit.

Moreover, the new rules grant amnesty to those who do not register in the Legal Reserve, deforested Permanent Protection Areas or other crimes of deforestation by 2008. So, change in the percentage destined for protection of savanna areas is expected. The current legislation states that an LR area should be of 80% in the Amazon, 35% in savanna regions of states that are located in the Amazon and 20% in other regions of the country. Reforestation should be done with native species. Under the new proposal, the savanna areas in the Amazon may have reduced the protection to 20% of the property and the restoration of the Legal Reserve should be done with exotic species interspersed with native species.

Another discussion point is in regards to the Permanent Protection Areas (PPAs). According to current legislation, at least 30 meters from banks and rivers, areas of slopes, hilltops and wetlands should be protected. Thus, those who deforest need to restore vegetation. Under the new proposals, the minimum protection may be reduced to at least 15 meters, and meadows cease to be considered PPAs.

Under the Federal Constitution, one whom causes damage to the environment and violates environmental laws must repair the loss. However, the report finds that the government is responsible for developing regulation plans within five years and if this is not done, the producer is no longer obligated to rehabilitate the area.

enviRonment vs. agRibusiness

Apart from criticism related to the changes in APP and LR limits and further flexibility in penalties against environmental crimes, researchers and environmentalists point out that the report was not produced from technical and scientific criteria and has not been debated by the public.

In the same way, it criticizes the relationship between the code enforced and lack of Brazilian agribusiness development, and the conflict between the preservation natural vegetation and food production. In a recent article published by the Foundation for Research Support of São Paulo (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo) – FAPESP, the biggest obstacles for agriculture and livestock production in Brazil are not environmental legislation, but factors such as agricultural credit shortages, lack of technical assistance, uneven land distribution and lack of investment in infrastructure, production storage and disposal, among other reasons (the false dichotomy between of natural vegetation preservation and agricultural production – Neotropic Biota Magazine – FAPESP / 2010 / Luiz Antonio Matinelli, Carlos Alfredo Joly, Carlos Alfonso Nobre and Gerd Sparovek)

In this sense, there was mobilization of academic and scientific non-governmental organizations and institutions. SOS Florestas (SOS Forest), for example, launched a pamphlet on the Forest Code, depicting the consequences of the changes proposed by

LEGISLATION

18

Nesse sentido, houve mobilização de organizações não go-vernamentais e instituições representativas do meio acadêmico e científico. A SOS Florestas, por exemplo, lançou uma cartilha sobre o Código Florestal, apresentando as consequências das mu-danças propostas por Rebelo, com o objetivo de demonstrar a falta de embasamento científico das novas propostas. Da mesma forma, a Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência (SBPC) e a Academia Brasileira de Ciências (ABC) instituíram um grupo de trabalho formado por cientistas e representantes dos setores am-biental e agrícola brasileiros com o propósito de analisar o Código Florestal em vigor e as propostas para seu aperfeiçoamento.

o outRo lado

Por outro lado, instituições ligadas ao agronegócio e produ-tores rurais afirmam que o atual Código Florestal inviabiliza o processo de desenvolvimento agrícola no Brasil. A Confederação

Nacional da Agricultura (CNA) aponta que 90% dos produtores rurais brasileiros estão em situação ilegal e transgridem de al-guma forma o Código Florestal, sendo que em torno de 1 milhão de pequenos agricultores seriam impedidos de exercer suas ativi-dades caso seguissem à risca o atual código.

Ainda de acordo com dados da CNA, 42 milhões de hectares, equivalentes a 16% do território ocupado pela agropecuária, teriam de deixar de produzir para atender a atual legislação, sendo os esta-dos de São Paulo e Paraná os mais prejudicados. Em São Paulo, por exemplo, estima-se que o custo de transformar terras agrícolas em áreas com vegetação com espécies nativas seja de R$37 bilhões.

Independente de toda a polêmica dentro dessa discussão, é consenso que o Código Florestal precisa de mudanças. De qualquer forma, independente do embate entre ruralistas e am-bientalistas, enquanto as novas propostas não são votadas, con-tinua valendo a legislação em vigor.

as pRincipais alteRações do código FloRestal

como era Primeira Proposta como Ficou

Regularização ambiental

• Quem não registrou reserva legal e desmatou áreas de proteção permanente está sujeito a multas e embargo da produção

• Concede anistia a crimes e multas por desmatamentos cometidos até 2008

• Proposta mantida

Reserva legal (Rl)

• A legislação brasileira estabelece que a área de Reserva Legal deva ser de 80% na Amazônia Legal, 35% na região do cerrado que esteja nos estados da Amazônia Legal, e 20% nas demais regiões do país. A recomposição deve ser feita com espécies nativas

• Permite que os médios e grandes proprietários, quando impossível cumprir a regra, façam compensações em áreas de preservação coletiva, a serem definidas pelo Estado

• Aos proprietários de até 4 módulos rurais será dispensada a obrigação da reserva legal

• Propriedades de até quatro módulos fiscais (varia de município para município) não precisam ter reserva, que passa a ser obrigatória apenas para as propriedades que excederam os quatro módulos

• Áreas de cerrado na Amazônia podem ter reduzida a proteção para 20% da propriedade

• Recuperação da reserva legal pode ser feita com espécies exóticas intercaladas a nativas

áreas de Preservação permanente (apps)

• Lei protege no mínimo 30 metros nas margens dos rios, áreas de encosta e topos de morros e as várzeas. Quem desmatou, tem de recompor

• A mata ciliar poderia ser reduzida para até 15 metros. Mas um dispositivo na proposta permitia que os estados decidissem sobre a redução de até 50% das faixas mínimas de áreas de preservação permanente. Dessa forma a redução poderia chegar até 7,5 metros nos rios mais estreitos

• A proteção mínima pode ser reduzida para até 15 metros. Aldo retirou de seu texto a permissão de que os estados reduzam pela metade essa reserva. O relatório, no entanto, abre a possibilidade para que algum órgão do Sistema Nacional de Meio Ambiente faça alterações no tamanho das áreas de preservação permanente

• Várzeas deixam de ser consideradas áreas de proteção permanente e podem ser desmatadas em decorrência de empreendimento, quando não houver alternativa técnica

• Áreas de proteção permanente podem ser descontadas do cálculo da reserva legal

Inversão da responsabilidade na reparação do dano ambiental

• De acordo com a Constituição Federal aquele que infringir as leis ambientais, causar danos ao meio ambiente, é obrigado a reparar a perda

• Estados têm cinco anos para definir programas de regularização ambiental e poderão desobrigar desmatadores a recompor área abatida até julho de 2008

• Proposta mantida

Fonte: Portal Mudanças Climáticas (2010)

As Áreas de Preservação Permanente (APPs), de acordo com o Código Florestal, são áreas protegidas, cobertas ou não de vegetação nativa, com a função de preservar os recursos hídricos, a paisagem, a estabilidade geológica, a biodiversidade, o fluxo gênico de fauna e flora, proteger o solo e assegurar o bem-estar das populações humanas.

As Reservas Legais (RLs) são áreas localizadas no interior de uma propriedade rural, excetuada a de preservação permanente, necessária ao uso sustentável dos recursos naturais, à conservação e reabilitação dos processos ecológicos, à conservação da biodiversidade e ao abrigo e proteção de fauna e flora nativas.

LEGISLAÇÃO

19

main changes to the FoRest code

how it was Initial Proposal how it is

environmental Regulation

• Whoever did not register Legal Reserve and reforested protected areas is subject to fines and seizure of production

• Grants amnesty for fines and crimes committed for deforestation until 2008

• Proposal maintained

legal Reserve (lR)

• Brazilian law provides that the Legal Preserve should be 80% in the Amazon, 35% in savanna regions with in Amazonian states, and 20% in other regions in the country. The reforestation should be done with species native to the area

• Permits average and large landowners, while impossible to follow this rule, compensate in the form of collective preservation areas, to be define by the state

• The owners of up to four rural modules will be waived of the obligation of a legal reserve

• Properties of up to 4 taxed modules (varies among different municipalities) do not need to have a reservation, which will be mandatory only for properties that exceed four modules

• Savanna areas in the Amazon may have a reduced protected area of 20% of the property

• Recovery of legal reserves can be interspersed with exotic and native species

permanent preservation areas (ppas)

• Law protects that at least 30 meters of riverbanks, hillside areas, hilltops and slopes. Whoever deforests, must reforest

• The riparian Forest can be reduced by up to 15 meters. However, a device in the proposal allows states to decide on a reduc-tion of up to 50% of the minimum strips of permanent preservation areas. Therefore, the reduction could reach 7.5 meters for narrower rivers

• The minimum protection could reach up to 15 meters. Aldo departed from his text to permit states to reduce the reservation by half. The report, however, opens up the possibility of an organ of the National Environment system to make changes to the size of permanent reservation areas

• Wetlands are no longer considered permanent protection areas and can be cleared as a result of development, when there is no technical alternative

• Permanent protection areas can be deducted from the legal reserve calculation

shift of responsibility for repairing environmental damages

• According to the Federal Constitution, whoever violates environmental laws by causing damage to the environment is required to repair the loss

• States have 5 years to enforce environmental regulations programs and those who deforest may be relieved of reforesting the area by July 2008

• Proposal maintained

Source: Portal for Climatic Change (2010)

Permanent Preservation Areas (PPAs), according to the Forest Code, are protected areas, covered on not by native vegetation, for the purpose of preserving water resources, landscape, geological stability, biodiversity, the gene flow of wild fauna and flora, protecting the soil and ensuring the well being of the human populous.

The Legal Reserves (LRs) are areas localized within a farm, with exception to permanent preservation areas, necessary for sustainable uses of natural resources, conservation and rehabilitation of ecological processes, conservation of biodiversity, and the shelter and protection for native fauna and flora.

Rebelo, with an aim in demonstrating the lack of scientific basis in the new proposals. Likewise, the Brazilian Society for Scientific Advancements (Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência) – SBPC and the Brazilian Academy of Sciences (Academia Brasileira de Ciências) – ABC established a working group composed of scientists and representatives of environmental and agricultural sectors in Brazil to deeply consider the Forest Code and its proposals for improvement.

the otheR side

Moreover, institutions related to agribusiness and farmers say the Forest Code prevents the process of agricultural development in Brazil. The National Agriculture Confederation (Confederação Nacional da Agricultura) – CNA suggests that 90% of Brazilian farmers are breaking the law and in some way violating the

Forest Code. Of those 90%, around 1 million small farmers would be restricted in exercising their activities if the new code was enforced by the book.

Yet, according to data from the CNA, 42 million hectares, the equivalent to 16% of the territory that is occupied agriculturally, would have to cease production to meet current legislation. The states of São Paulo and Paraná are the most affected. In São Paulo, for example, it is estimated that the cost of turning agricultural land into areas replanted with native vegetation would be R$37 billion.

Putting any controversy from this discussion aside, the consensus is that the Forest Code needs to be changed. In any way, the clash between large farmers and environmentalists, while the new proposals are being voted on, is still worth the legislation.

LEGISLATION

20

Com o novo código, o que muda para o setor elétrico? O principal benefício esperado é sobre a exigência de Reserva Legal – RL

sobre os ativos do setor elétrico (um instituto aplicável ao solo com vocação agrícola/pecuária somente “localizada no interior de uma propriedade rural” não incidindo para imóveis urbanos e outros tipos de bens como os públicos de uso especial). Antes a RL era uma obrigação sem previsão legal e imposta no âmbito do licenciamento – hoje o empreendedor (público ou privado) poderá ser qualificado como infrator.

A atividade do setor elétrico e as áreas utilizadas são declaradas de utilidade pública – não são atividades rurais, portanto não se aplica a exigência legal inerente à Reserva Legal. Mesmo com as questões controvérsias e imprevisibilidade legal, àqueles empreendimentos em que for imposta a obrigatoriedade de reserva legal estarão sujeitos a sanção administrativa.

O Decreto 6.514/08 tipificou como infração administrativa “deixar de averbar reserva legal”, que hoje sujeita o infrator à multa de R$ 50,00 a R$ 500,00 por hectare ou fração da área de reserva legal que não estiver devidamente averbada na matrícula do imóvel rural. O Decreto 7029/09 “Programa Mais Ambiente” – Termo de Adesão e Compromisso – prorrogou o prazo para cumprimento desta obrigação para julho de 2011. A partir desta data, os agentes estariam em situação de ilicitude permanente e estariam sujeitos a multas estimadas entre R$ 67 e 673 milhões, além da obrigação de fazer: averbar a reserva legal, um passivo ambiental estimado em aproximadamente R$ 11,2 bilhões + custo anual de R$ 337 milhões para financiar as ações de conservação e fiscalização destas áreas. Isto implicaria num aumento médio do custo final da energia elétrica para o consumidor entre 3,5% a 5%.

O PL 1876/99 (o novo Código Florestal) prevê no § 3º, do Art. 5º, que “Os empreendimentos hidrelétricos ou de abastecimento público ou de interesse público previstos neste artigo e vinculados à concessão não estão sujeitos a constituição de nova Reserva Legal.”

E no que diz respeito à viabilidade ambiental dos empre-endimentos hidroenergéticos?

De forma objetiva e direta pouco contribui para aumentar a viabilidade ambiental dos empreendimentos hidrelétricos. De forma indireta reduz o potencial passivo ambiental da incidência da Reserva Legal sobre as áreas onde estão localizados os empreendimentos e desenvolvidas as atividades vinculadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Poderá eliminar o risco estimado para os ativos existentes das hidrelétricas em aproximadamente R$ 9,1 bilhões + custo anual de R$ 272 milhões para financiar as ações de conservação e fiscalização destas áreas.

Os objetivos maiores e os requisitos essenciais do desenvolvimento sustentável são a erradicação da pobreza (a hidroeletricidade como fonte confiável e flexível de energia para reduzir a pobreza e melhorar os padrões de vida), a mudança de padrões insustentáveis de produção e consumo e a proteção e gestão da base de recursos naturais que fundamenta o desenvolvimento econômico e social.

As hidrelétricas asseguram sua viabilidade ambiental à medida que criam mais valor com menos impacto ambiental por meio do conceito de ecoeficiência, reduzindo o consumo de recursos naturais (renováveis ou não) e o impacto sobre a natureza. Pressupõe a avaliação de impactos sinérgicos e cumulativos da hidroeletricidade na matriz elétrica, na definição de uso da terra e nas prioridades ambientais, assim como objetivos para redução da pobreza e crescimento econômico.

A hidroeletricidade (com reservação) tem um importante papel no desenvolvimento de fontes renováveis de energia (não despacháveis): fornecer um produto flexível e confiável que suporta outros sistemas menos flexíveis na matriz elétrica.

Precisamos de reservatórios com regularização (abandono das UHEs e PCHs a fio d'água) como imprescindíveis para o futuro da segurança energética nacional, como “seguro” às mudanças climáticas (aumento do intemperismo e ocorrências de eventos críticos) para amortecer frentes de cheia e estocagem para as secas (menor despacho de termelétricas).

Quais são os impactos para as PCHs?Igualmente de forma indireta, reduz o potencial passivo ambiental

da incidência da Reserva Legal sobre as áreas onde estão localizados os empreendimentos e desenvolvidas as atividades vinculadas à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Poderá eliminar o risco estimado para os ativos existentes em aproximadamente R$ 547 milhões + custo anual de R$ 16,3 milhões para financiar as ações de conservação e fiscalização destas áreas.

Na sua opinião, há a necessi-dade de reformular o Código Flo-restal vigente?

Sim, compartilho da posição do Dep. Aldo Rebelo sobre a atual legisla-ção ambiental que gera uma situação de insegurança jurídica e inibe o de-senvolvimento do setor rural brasileiro e também impacta de forma negativa o setor elétrico em relação à exigência das reservas legais.

A aprovação do novo Código Flo-restal é imprescindível para o futuro da segurança alimentar nacional, da segurança jurídica aos produtores rurais, assentados e pequenos produtores e para a modicidade tarifária ao evitar aumento de custos ambientais não gerenciáveis. Ele contribui para reduzir as relações de assimetria materializadas nas políticas am-bientais que apresentam características segregacionistas, protecionistas, discriminatórias, socialmente excludentes, e que não raro são acompanha-das de ciclos de eclosão, colapso econômico e ambiental, pois sem riqueza econômica é impossível investir na conservação e recuperação ambiental e numa economia de baixo carbono.

Com as novas regras propostas para o Código Florestal Brasileiro, a discussão se polarizou em torno dos ambientalistas e dos produ-tores rurais. Como fica a questão energética nessa discussão?

Na visão dos ecocentristas radicais, o Produto Interno Bruto está sendo feito à custa do Produto Terrestre Bruto, através de uma visão de mundo mecanicista, utilitarista, antropocêntrica, sem respeito aos limites dos ecossistemas liquidando com as condições ecológicas que nos permitem manter nossa civilização e a vida humana na terra. Seria uma nova era geológica: o antropoceno (a idade das grandes dizimações perpetradas pela irracionalidade do ser humano – em grego ántropos). Nesta visão, estariam incluídos (quase) todos os agentes do setor produtivo, setor elétrico idem. Quanto menos árvores, menos proteção do solo e mais eventos climáticos extremos.

Para os ecocentristas, radicais hidrelétricas sempre degradam o meio ambiente, não importa os inúmeros programas e medidas de controle adotadas. Os impactos ambientais que não puderem ser totalmente eliminados serão impactos residuais sem significação relevante e/ou que estão dentro dos limites permitidos pela legislação ambiental, que concilia o desenvolvimento econômico com a preservação do meio ambiente, ambos de vital importância para a sadia qualidade de vida da população.

Igualmente, o setor elétrico teria grande poder econômico e deveria subsidiar, além de suas obrigações, outras ações ambientais e sociais que caberiam ao Poder Público. Entendem que isto não acarretará maior ônus, já que o valor pago será repassado ao preço da energia elétrica.

Esta percepção tem efeitos sinérgicos e cumulativos com o conceito do “outrismo”. O outrismo se caracteriza por um modo de pensar bastante popular na difícil arte de lidar com prejuízos difusos na questão ambiental: a culpa dos problemas ambientais é sempre dos outros, nunca de si mesmo. Porém, as necessidades comuns e particulares, combinadas com outros princípios tais como: a participação daqueles especialmente vulneráveis, levarão o setor elétrico assumir novas responsabilidades não imputáveis aos empreendimentos, com pesados encargos financeiros pelos impactos de terceiros, resultantes da soma de milhões de pequenas ações individuais de supressão de vegetação e perda da biodiversidade.

O setor elétrico realiza e paga várias compensações previstas em leis, tais como: as medidas compensatórias no licenciamento ambiental (art. 12, parágrafo único, da lei 6.981/81); compensação ambiental da lei do SNUC (art. 36, 47, 48 da Lei 9.985/00); compensação florestal para supressão de vegetação da lei 4771/65; compensação para supressão de vegetação em mata atlântica (art. 17 e 32 da Lei 11.428/06); compensação por supressão de APP (art. 4, parágrafo 4º, do Código Florestal) e compensações financeiras, sem contar as demais compensações impostas por processos judiciais e nas condicionantes das licenças. Porém, considerando as “eventuais perdas” sobre a ótica conservacionista, pela aprovação do novo código florestal, serão geradas novas pressões inflacionárias sobre as ações de compensação florestal e indenização por impactos dos empreendimentos, o que poderá levar ao aumento de custos e até mesmo redução da atratividade dos empreendimentos.

Arq

uivo

Pes

soal

Entrevista Decio Michellis Jr. – Diretor de Energia do Departamento de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) e Assessor Especial de Meio Ambiente da Vice-Presidência Corporativa de Distribuição da Rede Energia

LEGISLAÇÃO

21

With the new code, what changes for the energy sector?The main expected benefit is about the Legal Reserve (RL)

requirement on the assets in the energy sector (applicable to an institute with soil suitable for agriculture/livestock only “located within rural property” is not born for urban property and other assets like the special use of public ones). Before the RL was a requirement and enforced no legal provision under the license – now the developer (public or private) can be considered a violator.

The activity of the Energy Sector and the areas used are declared as public utility – they are not rural activities, so they do not apply to the legal requirement inherent in the Legal Reserve. Even with issues and controversies legal unpredictability, those developments that have had legal obligation to the Legal Reserve will be subject to administrative sanction.

Decree 6.514/08 was typified as an administrative violation “failure to endorse the legal reserve,” which now subjects the violator to a fine of between R$50.00 and R$500.00 per hectare of the rural property. Decree 7029/09 – the “More Environment Program (Programa Mais Ambiente) – Adhesion and Commitment Term – extended the deadline for fulfilling this obligation to July 2011. From this date on, the officers would be in a situation of permanent illegality and be subject to fines estimated between R$67 million and R$673 million, and the obligation to: either endorse the Legal Reserve, environmental liabilities estimated at about R$11.2 billion plus the annual cost of R$337 million to fund conservation actions and monitoring of these areas. This would imply an average increase of the final cost of electric energy consumers from 3.5%-5%.

And with regard to the environmental feasibility of hydropower ventures?

Objectively and directly, it contributes little to increase the environmental feasibility of hydropower projects. Indirectly, it reduces the potential environmental liabilities of the impact of the Legal Reserve on the areas where the developments are located and where activities related to generation, transmission and distribution of electric energy is developed. You can eliminate the estimated risk for the existing assets of hydroelectric dams of about R$9.1 billion plus the annual cost of R$272 million to fund conservation actions and the monitoring of these areas.

The main goals and basic requirements of sustainable development are poverty eradication (hydroelectricity as a source of reliable and flexible energy to reduce poverty and improve living standards), the change of unsustainable patterns of production and consumption and protecting, and managing the natural resource base that supports economic and social development.

The hydroelectric dams ensure its environmental sustainability to the extent that they generate high numbers with less impact through the concept of eco-efficiency, reducing consum-ption of natural resources (renewable or not) and the impact to nature. It assumes the evaluation of synergistic and cumulative impacts of hydropower in the energy matrix under the definition of land use and environmental priorities, and goals for poverty reduction and economic growth.

Hydroelectricity (with reservation) has an important role in the development of renewable energy (non-dispatchable): Providing flexible and reliable systems that support other less flexible systems in the energy matrix.

We need reservoirs with regularization (abandonment of HPPs and river SHPs) as fundamental for the future of national energy security, as to “secure” climate changes (increased weathering and instances of critical events) to absorb rain fronts and store for droughts (lowest order of plants).

What impacts are there to SHPs?It also indirectly reduces the incidence of potential environmental

liabilities of the Legal Reserve in the areas where developments are located and activities related to generation, transmission and distribution of electricity are developed, could eliminate the risk to existing assets estimated at approximately R$547 million plus annual costs of R$16.3 million to fund conservation actions and the monitoring of these areas.

In your opinion, is there a need to reform the existing Forest Code?

Yes, share the same stand as Rep. Aldo Rebelo on the current environmental legislation that creates a situation of legal uncertainty and inhibits the development or the rural sector of Brazil and also negatively affects the energy sector in relation to the Legal Reserve requirement.

The approval of the new Forest Code is essential for the future of national food security, legal certainty for farmers, settlers and small farmers, and to moderate tariffs to prevent increased unmanageable environmental costs. It helps to reduce the relations of materialized asymmetry in environmental policies that have segregationist, protectionist, discriminatory and socially exclusionary characteristics, and often are accompanied by cycles of outbreak, environmental and economic collapse, because without economic wealth, it is impossible to invest in environmental conservation and recovery, and a low-carbon economy.

With the proposed new rules for the Brazilian Forest Code, the discussion became polarized around the environmentalists and agrarians. How is it the issue of energy in this dispute?

In the view of eco-centrist radicals, the Gross Domestic Product is being done at the expense of the Gross Terrestrial Product, by the point of view of a mechanistic, utilitarian and anthropocentric world, without respect to ecosystem limits liquidating the ecological conditions that allows us to sustain our civilization and human life on earth. It would be a new geological era: the Anthropocene (the age of large decimations perpetrated by the irrationality of human beings – in Greek, Anthropos). This vision would include (almost) all agents of the productive sector, as well as the energy sector. The fewer trees, the less soil protection and more extreme weather events.

For the radical eco-centrists, hydropower always degrades the environment, no matter the countless programs and control measures taken. The environmental impacts that could not be completely eliminated are residual impacts without relevant significance and/or are within the limits allowed by environmental legislation, which reconciles economic development with environmental preservation, both vital to the healthy populous, quality of life.

Equally so, the energy sector would have great economic power and should support, in addition to its obligations, other environmental and social actions that would be fit for the Government. Understand that this does not cause higher costs, since the amount paid will be passed on to the price of electric energy.

This perception is synergistic and cumulative effects with the concept of “other-ism”. Other-ism is characterized by the very popular way of thinking in the difficult art of dealing with vague damages in environmental issues: the blame for environmental problems is always someone else’s, never he himself. However, the common and particular needs, combined with other principles such as participation in those particularly those who are vulnerable (energy sector) lead one to assume new responsibilities that are not attributable to the ventures with heavy financial burden for the impacts of third parties resulting from the sum of millions of small individual actions of suppression of vegetation and the loss of biodiversity.

The energy sector performs and pays compensation provided in several laws, such as compensatory measures in the environmental permit (Art. 12, sole paragraph, of Law 6.981/81); environmental compensation law of the SNUG (Art. 36, 47, 48 of Law 9.985/00); reforestation of removed vegetation from Law 4771/65, compensation for the removal of vegetation in the rain forest (Art. 17 and 32 of Law 11.428/06), compensation from PPA deforestation (Art. 4, paragraph 4, of the Forest Code) and financial compensation, not counting other compensations imposed by lawsuits and restrictions on licenses. However, considering the “potential losses” of the conservationist perspective, adopting the new Forest Code will generate new inflationary pressures on the forest compensation actions and damages for impacts to the projects, which may lead to increased costs and even reduce the appeal of companies.

Decio Michellis Jr. Interview –Energy Director of the Department of Infrastructure of the Industry Federation of the State of São Paulo (Departamento de Infraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo) – FIESP, and Environmental Special Advisor for the Corporate Vice-President of the Energy Distribution Network

LEGISLATION

22

O novo Código Florestal e suas implicações para o setor elétrico nacional

Fora do embate entre ruralistas e ambientalistas em torno das mudanças do Código Florestal Brasileiro está o que tais propostas ocasionam para o setor elétrico nacional. Nesse sentido, a discussão não fica em torno de áreas agricultáveis ou de produção de alimentos, mas sim nos impactos que tais mudanças implicam para a geração de energia elétrica no país. “A polarização está se dando entre ambientalistas e ruralistas justamente porque as mudanças mais profundas estão relacionadas com a atividade agrícola. Quanto ao setor elétrico, não causaram controvérsias, justamente por não ter sido nem penalizado, nem muito beneficiado”, afirma o Coordenador do Grupo de Trabalho de Sustentabilidade da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel), Tarcísio Borin Junior.

De acordo com Borin Junior, as propostas para o Código Florestal trazem importantes mudanças para o setor elétrico, principalmente no que diz respeito à Reserva Legal (RL). Com base no código vigente, os órgãos ambientais vêm cobrando de maneira sistemática que o empreendedor faça a averbação da RL de toda a área adquirida para a implantação do projeto. “Em que pese a polêmica sobre o assunto, nosso entendimento é que esta cobrança é totalmente incabível”, lamenta o Coordenador do Grupo de Trabalho de Sustentabilidade da Abragel.

Os serviços de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, explica a Coordenadora Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), Adriana Coli Pedreira, não se caracterizam como exploração agrícola, pecuária ou agroindustrial, ou seja, são atividades de caráter eminentemente industrial. “Os bens vinculados ao serviço público de energia elétrica se enquadram na definição de bem público de uso especial, reservados a determinada espécie de serviço público e não na definição de imóvel rural”, explica Pedreira.

Nesse sentido, o principal benefício esperado para o setor elétrico com as mudanças no Código Florestal é em relação à exigência de Reserva Legal. Dessa forma, a proposta contida no novo código coloca que os reservatórios de águas artificiais resultantes de concessão não estão sujeitos à RL.

A partir daí, as propostas de aperfeiçoamento do Código Florestal Brasileiro foram muito bem vistas por instituições representativas do setor elétrico. “As propostas apresentam avanços no atual processo de reformulação do Código Florestal vigente, trazendo luz e pragmatismo à discussão”, afirma a Diretora de Meio Ambiente da Associação Brasileira de Compa-nhias de Energia Elétrica (ABCE), Alacir Borges. Segundo Borges, a expectativa da ABCE é que, com as propostas, haverá modernização da legislação, visando ao desenvolvimento do Brasil, com menos judicialização nos processos, instituição na lei de ações que hoje ocorrem na prática.

A Coordenadora Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), Adriana Coli Pedreira, também concorda com a necessidade de reformulação do código em vigor. “O Código Florestal é de 1965. De lá pra cá, sofreu várias emendas tentando se adequar à realidade. Entendemos que não cabem mais ‘remendos’. É hora dos setores envolvidos conversarem e convergirem a um resultado satisfatório ao meio ambiente, sociedade, governo e investidores”, afirma. Pedreira ainda explica que, com as mudanças, o setor terá maior segurança jurídica nos processos de licenciamento e a consequente redução dos custos socioambientais. Nesse sentido, a expectativa da Abiape é que, com a aprovação do novo código, os custos do processo de licenciamento sejam reduzidos, já que hoje representam de 15% a 20% do custo total de implantação de empreendimentos hidrelétricos.

The new Forest Code and its implications to the national energy sector Aside from the clash between agrarians and environmentalists about the change in the Brazilian Forest Code lies the cause of such proposals for the

energy sector. In this sense, the discussion is not about agricultural areas or food production, but the impacts that such changes would imply for the generation of power in the country. “The polarization is taking place between environmentalists and large farmers precisely because the greatest changes are related to agricultural activities. As for the energy sector, no controversy was caused, just as it was not even penalized, not so much as benefited,” said the Coordinator of the Working Group on the Sustainability of the Brazilian Association for Clean Energy Generation (Abragel), Tarcisio Borin Junior.

According to Borin Junior, proposals for the Forest Code bring important changes to the energy sector, especially with regard to the Legal Reserve (RL). Based on the existing code, environmental agencies have, in a systematic way, demanded that the entrepreneur make an annotation of the RL of the entire area acquired for the project to be implemented. “ Despite the controversy on the matter, our understanding is that this demand is completely unfitted,” complains the Coordinator for the Sustainability Working Group of Abragel.

The services of generation, transmission and distribution of electric energy, says the Socio-Environmental Coordinator of the Brazilian Association of Investors in Auto-Generation of Energy (Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia)- Abiape, Adriana Pedreira Coli, would not qualify as farming, ranching or agribusiness, or activities which are eminently industrial. “The assets related to public service of electric power falls within the definition of special use of a public asset, reserved for a particular kind of public service not defined as rural property,” said Pedreira.

So, the main, expected benefit to the energy sector with the changes to the Forest Code is in relation to the Legal Reserve requirement. Thus, the proposal within the new code makes it that the resulting artificial water reservoirs are not subject to the concession of RL.

Thereafter, the proposals for the improvements to the Brazilian Forest Code were well viewed by institutions representing the energy sector. “The proposals present advances in the current reform process of the existing Forest Code, shedding light and pragmatism to the discussion,” said the Environmental Director of Brazilian Association of Electricity Companies (Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica) –ABCE, Alacir Borges. According to Borges, the expectation is that the ABCE, as proposed, there will be modernizations to legislation, aimed at developing Brazil, under the legislative process, the institution of law of actions that currently take place in practice.

The Socio-Environmental Coordinator of the Brazilian Association in Auto-Generation of Energy (Abiape), Adriana Pedreira Coli, also agrees with the need to reform the existing code. “The Forest Code is from 1965. Since then it has undergone several amendments trying to adjust to reality. We understand that “patches” are no longer fitted. It is time for the sectors involved to talk and converge to a satisfactory outcome for the environment, society, government and investors,” she says. Pedreira also explains that with the changes, the sector will have greater legal certainty in the licensing process and the consequent reduction in environmental costs. In this way, the expectation of Abiape is that the, along with approval of the new Code, the costs of the licensing process are reduced, since they currently represent 15%-20% of the total cost for the implementation of hydropower projects.

Arq

uivo

Pes

soal

Arq

uivo

Pes

soal

Diretora de Meio Ambiente da Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE), Alacir Borges.Environmental Director of Brazilian Association of Electricity Companies (ABCE), Alacir Borges.

Coordenadora Socioambiental da Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia (Abiape), Adriana Coli Pedreira.Socio-Environmental Coordinator of the Brazilian Association of Investors in Auto-Generation of Energy (Abiape), Adriana Coli Pedreira.

LEGISLAÇÃO

ARTIG

OS TÉ

CNIC

OSTE

CHNI

CAL A

RTIC

LES

23

Technical Articles Seccion

Classificação Qualis/Capes Áreas de: Recursos Hídricos Meio Ambiente Energias Renováveis e não Renováveis

ENGENHARIA IIIINTERDISCIPLINARENGENHARIAS IB5

CENTER OF EXCELLENCE AT KATHMANDU UNIVERSITY FOR R&D AND TEST CERTIFICATION OF HYDRAULIC TURBINES 24Biraj Singh Thapa, Bhola Thapa, Ole G. Dahlhaug

PORTARIA 463/2009: NOVOS DESAFIOS E OPORTUNIDADES NA OTIMIzAçãO DA VIABILIDADE DE PROjETOS DE PCHs 30Cristiano Tessaro

ESTUDO DO POTENCIAL DE RECEITAS DECORRENTES DE CRÉDITOS DE CARBONO PROVENIENTES DE PROjETOS DE MDL PARA PCHs COM BASE NA EVOLUçãO DA POTÊNCIA INSTALADA (2010 – 2019) 35Marcela Fernandes Pieroni, Regina Mambeli Barros, Geraldo Lúcio Tiago Filho

CFD APPROACH FOR PREDICTION OF EFFICIENCY OF FRANCIS TURBINE 41Sanjay jain, R. P. Saini, Arun Kumar

THE COMBINED OF SMALL HYDROELETRIC POWER AND WIND POWER PLANTS 46Ocácia, G. C., Santos, L. H, Essi, j. Ocácia, N. C.

CONTRIBUIçÕES PARA O ESTUDO DE DESCOMISSIONAMENTO DE BARRAGENS 48Amarílio Costa, Carvalho Pinto, Rodolfo Scarati Martins

IAHR DIVISION I: HYDRAULICSTECHNICAL COMMITTEE: HYDRAULIC MACHINERY AND SYSTEMS

24

ARTIGOS TÉCNICOS

CENTER OF EXCELLENCE AT KATHMANDU UNIVERSITY FOR R&D AND TEST CERTIFICATION OF HYDRAULIC TURBINES

1Biraj Singh Thapa, 2Bhola Thapa,

3Ole G. Dahlhaug

ABSTRACT

Growth in global demand of clean energy has also increased hydropower development activities. This has also increased the necessity of overall efficiency improvements in hydropower plants for producing larger power with same site conditions. Efficiency improvement by design optimization of turbines is primary task in elevating performance of any hydropower projects. Institutional laboratory test facilities, which are expensive and demand high level of proficiency, are needed to certify performance of turbines. Due to the lack of well equipped and standard test facilities at South Asia region, efficiency measurement of turbines is mostly done at project sites.

Kathmandu University (KU) is an autonomous, not-for-profit, non-government institution dedicated to maintain high standards of academic excellence. With technical support from Norwegian Institute of Science and Technology (NTNU), KU has been upgrading its competency to support the ambitious plan of Government of Nepal (2010) to develop 38,000 MW of Hydropower in 25 years. KU is collaborating with national and international experts and institutions for this venture.

Turbine Testing Laboratory (TTL), under construction at KU with financial assistance from NORAD, Norway, aims to deliver its facilities to local and international developers and consultants by the mid of 2011. With 30 meter open head and 150 meter closed head, TTL is capable of testing different range prototypes up to 300kW and conduct model tests for larger sizes. Internationally recognized certification endorsed by International Electrotechnical Commission (IEC-60193) will be maintained at TTL for model tests. The technical support for the laboratory will be provided by Waterpower Laboratory, NTNU which has experience of turbine testing for almost 100 years. In coming years, TTL intends to include state of the art technologies such as Computational Fluid Dynamics (CFD), Finite Element Method (FEM) analysis for new design or upgrading existing turbines, innovative design of hydro-mechanical components for power plants, and specialized trainings to engineers and technicians.

This paper elaborates the utility of TTL in South Asia region with its objectives and specifications. Scope and partnerships for developing a center of excellence at TTL for R&D of hydraulic turbines are also presented. Need and possibilities of creating a new turbine manufacturer in Nepal, by the combined effort of academic institutions and manufacturing industries has been analyzed. Beside these, the progress of design optimization of Francis turbine at jhimruk power plant for reduction of adverse impact of sediment erosion has been discussed.

KEYwORDS: “Kathmandu University”, “performance test”, “hydraulic turbines”, “design optimization”, “sediment erosion”

1Thapa is a MS by Research student in Mechanical Engineering Department at KU with the topic “New Design Philosophy of Francis Turbine for Sediment Erosion”. He is also an active researcher for Renewable Nepal Project with KU, NTNU, NHE and DynaVec as partners to develop new turbine manufacturing facility in Nepal. Corresponding address: bst@ku.edu.np2Obtained his PhD in Mechanical Engineering at The Norwegian University of Science and Technology. Currently he is a Professor at Department of Mechanical Engineering and Dean of School of Engineering at the University. His research area is Sand Erosion of Hydraulic Machinery. Corresponding address: bhola@ku.edu.np3Obtained his PhD in Mechanical Engineering at The Norwegian University of Science and Technology. From 1992 to 1998 he worked at SINTEF as Research Scientist, with Research and testing pumps and turbines. Currently he is a Professor at Waterpower Laboratory at NTNU. He has been actively working in Nepalese hydropower plants in research of sand erosion of turbine components and efficiency measurements of hydropower plants. Corresponding address: ole.g.dahlhaug@ntnu.no1,2Department of Mechanical Engineering, Kathmandu University, Nepal3The Waterpower Laboratory, Norwegian Institute of Science and Technology, NTNU Norway

INTRODUCTION 1.

Even after more than a century of progressive experiences, hydraulic machinery design is a challenging domain for engi-neers. The design process ranges from geometry manipulation to predicting performance analysis [1]. Hydro turbines are generally tailor made machines designed to suit a particular site condition. The designs need verification as they are based on empirical as-sumptions. The verification processes also can be carried out in a controlled environment such as by conducting experiments in a well-equipped and standardized laboratory.

Over the last few decades, the use of computer aided tools such as CAD, CFD, FEM, etc. for design of turbine has greatly im-proved turbine performance due to iterative and optimized design process [1,2]. However, use of computing software in design pro-cess includes many assumptions. To overcome some of these theo-retical designed flaws model tests may be performed. The model test methodology for hydraulic turbines has been prescribed by International Electrotechnical Commission (IEC-60193) standards. Following the same standard of model tests for turbines designed

by differing assumptions will still bring uniformity for comparisons and performance guarantee of each design.

The center of excellence for R&D of hydraulic turbines at TTL, as conceived by KU, provide state of the art engineering solutions to design problems of hydraulic turbines along with model test certification of IEC standard.

TURBINE DESIgN AND MODEL TESTS2.

Practice of design optimization and verification

Equations of classical theories were used as primary means to shape the blade of turbine runner up to early sixties. Optimiza-tions of such design were based on hit and trial modification with model experiments. The current trend for turbine design is to shape blade geometry based on classical approach and optimize the design by using the CFD techniques [2,3].

The new approach is to see the design process of a turbine as an optimization problem. Final design of turbine is optimum solution enhanced from existing designs to suit a special set of

25

TECHNICAL ARTICLES

conditions. CFD techniques are used for optimization and validity of the optimum design is assured by the model test at standard test laboratory.

Fig. 1 & Fig. 2 show the optimization methodology and model test verification process that would be applied for R&D at TTL. The design problem is formulated mathematically to interpret so-lution as combination of geometric parameters. Due to variation in design criteria for each hydro power plant, design problem of turbine is unique in itself. Hence many factors ranging from the geometric shape definition, evaluation and optimizing computing algorithms need to be carefully considered for every individual case. The following points provide some insight to be considered when formulating the design optimization (Fig. 1).

Parameterization• : It is to establish a fixed number of parame-ters, which are able to represent the geometric entity that is expected to be improved. The most important factor is their number. A high parameter number may increase the shape manipulation complexity, where a low number may provide a poor and a limited range of feasible solutions.PerformanceEvaluation• : The performance of new design is es-timated by running (CFD, FEM, etc.) simulations. Depending on the model the time consumed at this stage can be significant. Thus simplified models are used to accelerate the process. Ho-wever, it leads to accurate results to support decisions.ObjectiveFunction• : It is the relation between design solutions with input variables. Moreover, the best solution changes from case to case. OptimizationTechnique• : It is improvement in design resulting from fine tuning each variable in relation to desired solution. The main hydraulic performance parameters, which can be

verified by model tests, are: power, discharge and/or specific hy-draulic energy, efficiency, pressure oscillations, cavitation perfor-mance, and runaway speed. A basic requirement for determining prototype performance from model tests is to have geometric similarity between model and prototype. Model tests are sel-dom carried out at the same Reynolds number as the prototype. Hence, the hydraulic efficiency calculated for each point with dif-ferent Reynolds (ReM) number is scaled to prototype Reynolds number (Rep). Results of model tests are presented in form of “Hill Diagrams” of prototype as a function of prototype perfor-

mance parameters, which are derived from the model Hill Dia-gram with appropriate scaling methods (Fig. 2).

Turbine Test verification practices and facilitiesLarge turbines neither can be tested at site nor in real condi-

tion for which it is designed. The tests are done on scaled models on scaled hydraulic conditions [5]. Such model tests process is a time consuming job and it demands well calibrated equipment, which are costly and often tailor made. Larger turbine companies such as Andritz, Voith and Rainpower (Formerly Kvaerner) have their own test facilities. However, smaller developers and con-sultants concerned with hydro power cannot afford such a big investment. Consequently several projects have faced surprises during their operation.

There are some renowned independent or university owned laboratories in Europe and Asia for R&D, education and training in hydraulic turbines. They include:

Waterpower Laboratory, NTNU, Norway • Laboratory for Hydraulic Machinery (LHM), EPFL, Switzerland • Global Scale Model Test Laboratory, ALSTOM Hydro, France• Toshiba Hydraulic Research Laboratory, japan• The Hydraulic Machinery Laboratory of IWHR, China• The facilities available in such laboratories are used not only

for research but also as means to generate revenue for univer-sities. Turbo institute in Croatia is has tested more than 100 turbines. LHM-EPFL has carried out model test of more than 42 projects ranging from 18 MW to 770 MW for North American hy-dropower industries [5]. With its model test facility of 1000 kW, Toshiba is able to conduct model tests for hydro power plant with net head of 2000 m [6]. With the rise in necessity of design veri-fication and performance guarantee, model tests of turbines have become an international business.

Nepal does not have much experience of turbine model testing. Until now, model tests of turbines purchased by Nepal Electric Au-thority and other Independent Power Producers in Nepal are car-ried out by laboratories abroad. Model tests of major hydropower projects in Nepal, Kaligandaki (144 MW, Toshiba), Marsyangdi (69 MW, Voith) and Middle Marsyangdi (70 MW, Voith) were con-ducted by the respective manufacturers at their own test facilities. Nepal Hydro Electric Pvt. Ltd. (NHE) had tested smaller turbines for certification of their product manufactured for Indian market.

FIG.1:Optimizationforrunnerdesign[1] FIG.2:Proceduresforcalculatingcomparativetestresults[4]

26

ARTIGOS TÉCNICOS

BalajuYantraShala, a private limited company in Nepal developed its design competence for cross flow turbine due to testing of its turbines. However, both these company turbines were for micro-hydro projects, both tests were done on prototypes and both tests were done at smaller laboratories [5,7]. There is an institution in Nepal, Hydro Lab Pvt. Ltd. for physical and civil engineering mod-eling of hydraulic systems, but there is no institution to carry out research and development of hydro-mechanical components.

A survey is being conducted by Roorkee University to assimi-late the need of a modern test facility for hydraulic turbines in India [8]. An advertisement was published by Bharat Heavy Elec-tricals Limited (BHEL) in India, for consultation to modernize its existing hydro turbine testing lab to meet the international stan-dards [9]. These scenario show that a well equipped test facility to conduct model test of turbines for larger projects is necessary but lacking in South Asia.

Prospects of modern turbine test facility in South Asia region

There is an additional challenge in operation of hydropower plants in Nepal and South Asia region due to special problems like excessive sedimentation and sand erosion of turbine compo-nents. The test facility in the region can assist for design modi-fication and performance analysis for sediment resistant hydro turbines. In the absence of test facilities in the region, there is no significant contribution in R&D of hydro turbines to tackle the local problems. In summary, justification for the need of a turbine testing laboratory in the region is presented in Table 1.

Table 1:Objectivesandactivitiesofnewturbinetestfacilityintheregion

S.N. Objectives Activities

1Build competence and knowledge in Nepal and for South Asia region

• Teaching/learning facility

• Industrial courses

• Staff training for the industry

• R&D back-up for industrial development

2 Build a laboratory for hydro turbines

• Certification of mini and micro-turbines sold on the Nepali and the regional market

• Model testing of turbines for larger power plants

3 Center for research

• Sand erosion research in turbines

• Turbine and pump development

• Maintenance of turbines

4 Meeting place for the industry and university

• Student projects for the industry

• Share information and experience at regional level

With the establishment of turbine laboratory in the country, the investment in hydropower projects will be saved by reducing uncertainties of turbine performance and competence in turbine design and manufacturing will be established.

HYDRAULIC TURBINE R&D EXPERIENCES AT KU3.

From different miniature laboratory setups up to TTLSince its establishment, KU has been putting its effort into

development of hydro turbines for Nepalese context. At present KU have two miniature turbine laboratories Pico Turbine Labora-tory and Waterpower Laboratory. The Pico Turbine Laboratory is dedicated for research and development of axial flow Pico propel-ler turbines. It has produced one low-cost 800 W Pico set having 90% overall efficiency (Fig. 3a). Now it is developing a similar 1.5 kW set, amenable to mass-production at low cost [10].

The Waterpower Laboratory is dedicated for design and per-formance analysis of Pelton and Francis turbines and also provides professional trainings. This laboratory is also used for research on

issues related to sand erosion of turbine components. Five dif-ferent Pelton bucket profiles designed at KU are being tested for impact and flow visualization (Fig. 3b) [11]. Francis turbine for 130 kW micro hydro projects (Fig. 3c) is under development by Center of excellence for production and transportation of electri-cal energy at KU. The turbine will be tested at TTL facilities.

Sand erosion tests have been carried out with “Rotating Disc Apparatus” developed by a post graduate student research stud-ies. Erosion tests have been done for the stainless steel and HVOF-coated WC-Co-Cr coating used in Kaligandaki hydropower project in Nepal [12]. Test objective was to compare performance of HVOF coatings with stainless steel (Fig. 3d). This provided an opportunity for accelerated sand erosion testing for a comparison of different materials. The same setup is used for studying com-bined effect of sand erosion and cavitation [13].

FIG.3:ResearchattheminiatureturbinelaboratoryatKathmanduUni-versity: A 800WPropellerTurbinedesignedandtestedatPicoturbinetestlaboratory[10], B FlowvisualizationinPeltonbucketatwaterpowerlaboratory[11], C 130kWFrancisturbinewaitingformodeltestatnewTTL, D SanderosiontestofstainlesssteelandHVOFcoating[5].

The TTL is in final stage of civil construction. It will have a sys-tem connected with lower and upper reservoirs to circulate water necessary to run turbines (Fig. 4). The topography of the labo-ratory location (at the main campus) provides 30 meter natural static head. This is a unique feature of such a test laboratory, as it provides natural flow conditions to the tests. The water from the lower reservoir will be re-circulated to the upper reservoir by two pumps of 160 kW, head 75 m, flow rate 0.25 m3/sec.

The laboratory will be equipped with a state of the art control system with electromagnetic flow meters, pressure transducers and sensors. The two pumps can be operated in series as well as parallel circuits in a close loop to obtain different operational regimes with maximum head of 150m. With this system, the largest turbine that can be tested will be 300 kW. The system will be able to test both reaction and impulse turbines (Fig. 5). There is a provision to cali-brate appropriate instruments against weight of water.

The estimated cost of development of the laboratory is NRs. 97 million (about US$1.31 million). NORAD has contributed 60% of the cost. KU and Nepalese industries have shared equally to the remaining expenses. The lab will be operated on business principles under the direction of a board representing KU and other stakeholders by the mid of year 2011.

A

C

B

D

27

TECHNICAL ARTICLES

CURRENT UTILIzATION OF TTL4.

Strategic planning for long term use of TTL is underway. How-ever, TTL is already active in several areas of Hydropower devel-opment some of them are as follows:

a) Combined R&D activities with RenewableNepal support:

RenewableNepal is research program leading to business de-velopment funded by NORAD and managed by KU in cooperation with SINTEF Energy Research, Norway. This support is making Ne-pal more independent and self-reliant in utilizing its own huge hy-dropower resources as well as other renewable energy resources. Under the RenewableNepal Program, TTL has been granted sum of 5.7 million NRs. to initiate combined R&D works for design of hydro turbines to resist sediment erosion. KU and NTNU as Nepal-ese and Norwegian research institutes, and NHE and DynaVec as Nepalese and Norwegian manufacturing industries, have formed a project consortium with the following objectives:

1. Develop a new design philosophy for Francis turbine to mini-mize losses due to sediment erosion by technology transfer and innovation.

2. Create a Center of Excellence at TTL for research and devel-opment of hydraulic turbines as a foundation for a new tur-bine manufacturer in Nepal.

3. Prepare technical background and understanding between lo-cal and international institutions and industries for establish-ing a new turbine manufacturer in Nepal.The project has duration of three years, with start date of

August 2010. This project is aimed to transfer the Norwegian turbines R&D

competency of to Nepalese research institute and Norwegian ex-pertise in manufacturing of turbines to Nepalese manufacturer. The ultimate goal is the holistic and long-term sustainable devel-opment of hydropower business in Nepal.

NTNU will support KU to develop the Center of Excellence at TTL, which will provide professional consultancy to the manu-

facturing industries and other developers in the region for design and tests of turbines. By combined R&D activities a new design philosophy of erosion resistant Francis tur-bines will be developed and verified at TTL. DynaVec and NHE will cooperate together for creating a turbine manu-facturer in Nepal for commercialization of the new design in local and international market (Fig. 6 & Table 2).

FIG.4:PipingandPumpArrangementofTurbineTestingLaboratory

FIG.6:RenewableNepalProjectobjectiveatTTL

FIG.5:Schematiclayoutforturbinetestingandcalibrationarrangement

S.N. Project Stage goal

1Development of Theoretical Foudation

New DesignPhilosophy of FrancisRunner

2Develop ResearchCompetency atTTL, KU

Hardware, software and expertise for CFD tools in R&D of Turbines

3 Design VerificationNew Design ready to be implemented Commercially

4Background for Commercialization

Motivate investors for a new turbine manufacturer in Nepal

Table 2:RenewableNepalProjectStageandGoals

28

ARTIGOS TÉCNICOS

b) Design improvements of turbines for micro/mini hydropower projects:

KU waterpower laboratory will be incorporated under TTL with following activities:

Further improvements of Pelton buckets: Improvements of Pelton buckets are on the R&D stage. It is expected to reach to manufacturer after second stage of optimization as a result from past research. Target has been set for runners up to 500 kW with efficiency of 85%.

Test verification and improvements of Francis runner: The modified 130 kW Francis runner is under development process. The test would be done at new TTL facility. The results will be evaluated and optimization will be done for its commercial use. The design of the runner for the projects up to 1 MW by local manufacturing has been expected to match subsidy policy of gov-ernment of Nepal up to 1 MW.

Pump-as-turbine formicro hydro projects: Nepalese Micro-Hydropower plants are suffering from low plant efficiency particu-larly due to poorly designed and manufactured turbines. Possibili-ties of use of pumps as turbines have been attempted at several sites in other developing countries. New thread of research has been initiated at TTL to optimize impeller of centrifugal pump to be used as generating unit in micro-hydro projects.

c) Data bank and Technical support:

Apart from the R&D works, TTL has also been commencing oth-er relevant activities, which will directly or indirectly support hydro-power development in the country and in region. This includes:

i. Data bank of design and performance of Hydro-Mechanical and Electro-Mechanical equipments of major Hydropower projects in Nepal.

ii. Data bank of feasibility study and design requirements for upcoming projects.

iii. Provide professional consultancy services for design and test certification of turbine and associated parts.

iv. Provide relevant short term courses and training programs to industrial staffs and professionals.

R&D FOR JHIMRUK HYDROELECTRIC CENTER5.

Thepowerplant: jHC is a run of the river hydro power plant, located at the western part of Nepal and own by Butwal Power Company (BPC). It consists of three similar Francis turbines each operating under a net head of 201.5m and discharge of 2.35m3/s through each unit. The plant is in service since 1994 with a de-sign output of 12.6 MW, and the turbine efficiency is measured as 89.75% for a new refurbished turbine. A river flow distribution shows that jHC can be operated at design output for approxi-mately 60% of the time in a year [14].

jhimruk Hydroelectric Center (jHC) is special case for turbine R&D activities in the region. jHC uses high head Francis turbine operating at high speed of 1000 rpm and concentration of sedi-ment through runner reaches 2500 PPM with more than 75% of hard particles in it [15]. New design of Francis turbine for such adverse condition is under R&D stage with RenewableNepal sup-port. jHC will be used as the test case to compare empirical de-sign with the model tests results at TTL.

Sedimentandeffectonefficiency: The sediment yield is 5,500 tones/km2, the sediment concentration varies between 0 and 57,000 PPM, the annual sediment load through the turbines is cal-culated as 35,314 kg/m3 for a 40% plant load factor [14]. 90% of the particles entering the turbines is below 0.1 mm in diameter and consists of 62% quartz, and the sediment particles are rela-tively rounded in comparison to those in other rivers in Nepal.

jHC has not operated satisfactorily for the owners since the start of operation in 1994. The excessive amount of suspended sediments in jhimruk River causes severe erosive wear on all the components that are in contact with the water. In the 11 weeks of turbine effi-ciency measurements in 2003, the suspended sediment load 6,900 tons passed through turbine unit number three. At this condition the drop in turbine efficiency was measured by 4% [14].

FIG.7:TurbineefficiencymeasurementsatJHC[14]

FIG.8: Erosionof runnerat theout letduring theoperationperiodof1yearatJHC(Courtesy,BPC)

Fig. 7 shows that the turbine efficiency loss the period of 11 weeks was 4% at best efficiency load and 8% at 25% load. Maxi-mum efficiency for a new refurbished turbine is 89.75%. It is assumed that 25% of the losses come from the guide vanes, 25% originates from the turbine runner and 50% comes from the labyrinth sealing rings [14]. Fig. 8 shows erosion of runner at the out let during the operation period of 1 year. The heavy loss of turbine material and propagation of crack between the runner vane and crown can be seen.

Proposed Modifications in TurbineFrancis turbines suffer from sediment erosion in three dif-

ferent parts. These are the stay vanes, guide vanes and runner vanes. There have been several studies conducted to minimize the sediment erosion in these turbine parts at jHC. These studies mainly point out the following finding.

A solution to the erosion problem in the stay vanes is to design them at the outside of the spiral casing instead of at the inside. By doing so both the erosion and friction of the stay vanes drop to zero. Two different possibilities exist to reduce the erosion in the guide vane cascade. One is to increase the reaction degree with an

29

TECHNICAL ARTICLES

increase in pole pair number. The other idea is to modify turbine design to without guide vanes. By doing so entire problem of ero-sion at guide vanes will be eliminated. However, these possibilities are inapplicable due to various hydraulic reasons [14].

In order to reduce the erosion in the runner cascade, different changes in the design have been identified [16]. To reduce ero-sion at the inlet, the reaction degree should be equal to the half of hydraulic efficiency. To decrease erosion in the runner blade, the runner should be designed with a low relative velocity giving minimum. The erosion at the outlet of runner can be reduced by increasing the number of pole pairs in the generator. Erosion at outlet can also be controlled by cutting off the runner-end, as outlet erosion is proportional to cube of the outlet radius.

Numerical analysis followed by CFD evaluation of above modi-fications in turbine for Jhimruk power plant has been carried out. The simulation of erosion indicated that at outlet erosion has re-duced by around 70% and the overall erosion rate by around 50% [16]. However, the study also found that these improve-ments at jHC are uneconomical due to higher replacement cost of a bigger turbines and generators.

New design Philosophy for Francis Turbine

Past research to reduce sediment erosion in turbines with conventional design have not yielded positive results. This has laid out a need to design and manufacture of turbine with newer concepts. DynaVec has developed a Francis runner that is coated and then bolted together instead of conventional welding. The idea is patented and tested on several turbines [17]. The recent runner has been installed and evaluated at Cahaua Power plant in Peru. The plant has rated power output of 42 MW, gross head of 220 meter with 2 Francis turbines. Sediment the passing turbine has above 65% of quartz and feldspar content and a maximum sediment load of 36 kg/s [17].

Study [17] conducted at the Cahua Power plant with new run-ner has measured the following findings. The power plant has generated 13.1 GWh extra energy in the period from 13th March until 9th june 2009. The sediment load in this period was 131.000 tons and the maximum sediment concentration during operation was 20000 ppm. The efficiency has dropped less than 1% at full load and the large surfaces of the runner, guide vanes and covers has no visible erosion. The coated areas have lost maximum 30% of its initial thickness.

With the success at Cahua, DynaVec along with, NTNU, KU and NHE has been working for further modifications in runner profile with new design concepts to develop better sediment re-sistant turbines for South Asia market. jHC would be the test site of the new design as the operating conditions at jHC is a typical bench mark of sediment erosion problems in South Asia region.

CONCLUSION6.

Turbomachinery design remains a complex task, combining multi-disciplinary engineering fields. Recently, the use of modern techniques like CFD for predicting the flow in these machines has brought substantial improvements in their design. However, physical test of turbine is always necessary to validate such de-sign improvements. A standardized test facility for model tests of hydraulic turbines is still lacking in Nepal and the region.

KU has been playing a leading role for developments of better turbines for the Nepalese context. With its R&D experiences at miniature laboratories for micro hydro projects, KU is building a modern hi-tech turbine testing laboratory at its campus premises in Dhulikhel. The lab is equipped with the state of the art facilities and the lab services would be open from mid of 2011.

A consortium has been formed at the TTL with the Nepalese and Norwegian research and industrial professionals to develop new design philosophy of Francis turbine to resist erosion prob-lems. jhimruk power plant in Nepal has been chosen as the test case for this R&D works due to its unique operating features.

The resources and facilities at TTL are open and will be shared at the regional level for the holistic development of hydropower business.

REFERENCES7.

[1] Lopez L.F., 2005, “• SurfaceParameterizationandoptimumdesignmethodologyforhydraulicturbines”, Doctoral thesis at EPFL, France[2] Swiderski j., Martin j., 2000, • “Practical implementationsofcomputationalfluiddynamicsinthedesignofhydraulictur-bines-virtualhydrauliclaboratory”, International techno-sci-entific conference, Czorsztyn[3] Brekke H., 2001, “• Stateoftheartinturbinedesign”, XXIX IAHR Congress, Beijing, China[4] IEC 60193, 1999, • “Hydraulic turbines, storagepumpsandpump-turbines-Model acceptance tests”. Second Edition 1999-11, Published by the International Electro technical Commission. [5] Thapa B. , Dahlhaug O. G., 2009, • “TurbineTestingLabora-toryand itsRole inHydropowerDevelopment”, HydroNepal, Issue 5, 79-83[6] Toshiba Corporation, 2007, • “ToshibaHydraulicTurbines”, Company Catalogue, 6316-5, 00-07T1[7] Thapa B. , Dahlhaug O. G., Shrestha R., 2010,• “TurbinelaboratoryatKathmanduUniversityfordevelopmentofalter-nativeenergyinNepal”, 6th International Hydropower Confer-ence, 1-3 February, Tromso, Norway[8] IIT Roorkee, 2010, • “EstablishmentofHydroTurbineLabo-ratory”, survey document, http://www.iitr.ac.in/departments/AH/uploads/File/Establishing%20hydro%20turbine%20lab.pdf[9] BHEL, 2010, • “ExpressionofInterestforModernizationandupgradationofHydroTurbineTestLaboratory”, International journal of Hydropower and Dams [10] Cannell j.et al, 2005,• ‘TestinganddevelopmentofPicoHydro Turbines’, International journal of Hydropower and Dams 12(3)[11] K.C. B., Thapa B., 2009, • “Pressuredistributionat innersurfaceofselectedPeltonbucketformicrohydro”, Kathmandu University journal of Science, Engineering and Technology Vol. 5, No II, 42-50[12] Thapa B., P. Upadhyay, O.G. Dahlhaug, M. Timsina, R. • Basnet, 2008, “HVOFcoatingsforerosionresistanceofhydrau-lic turbines:ExperienceofKaligandaki-AHydropowerPlant”, Water Resources and Renewable Energy Development in Asia, Danang, Vietnam[13] Chaudhary P., 2008, • “StudyofCombinedEffectofSandErosionandCavitationinHydraulicTurbines”, Master Thesis, Kathmandu University, Department of Mechanical Engineering[14] Ruud j., 2004, • “SedimenthandlingproblemsJhimrukHy-droelectricCenter”, Master’s Thesis, Norwegian University of Science and Technology, Norway[15] Thapa B., 2004 • “SandErosion inHydraulicMachinery”, Doctoral thesis at NTNU, Norway[16] Meland H.,2010, • “AnewDesignofaFrancisTurbine inordertoreduceSedimentErosion”, Master’s Thesis, Norwegian University of Science and Technology, Norway[17] Dahlhaug, O. G., Skåre P. E., Mossing V., Gutierrez A., • 2010, “Sediment resistive Francis runner at Cahua PowerPlant”, International journal of Hydropower and Dams

30

ARTIGOS TÉCNICOS

PORTARIA 463/2009: Novos Desafios e Oportunidades na Otimização da Viabilidade de Projetos de PCHs

Cristiano Tessaro

RESUMO

O presente estudo visa discutir e analisar a Portaria no 463/2009 do Ministério deMinas e Energia (MME) que estabelece a metodologia para o cálculo dos montantes de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centralizadamente pelo OperadorNacionaldoSistemaElétrico (ONS), para fins de participação no Mecanismo de Realocação de Energia, inclusive para fins de participação nos Leilões de Venda de Energia Elétrica. Além disso, o trabalho apresenta um estudo de caso, por meio da simulação de cálculo da energia assegurada de uma PCH com características pré-estabelecidas, em diferentes regiões do país. Para isso, utilizou-se série de vazões médias mensais e série hidrológica de vazões médias diárias para o mesmo local. Observou-se também possíveis ganhos com a evolução das vazões afluentes dos rios e ainda ganhos para o sistema com a nova metodologia proposta. Os resultados mostraram a importância da Portaria do MME, além de possíveis ganhos e prejuízos ao empreendedor.

PALAVRAS-CHAVE: Pequenas Centrais Hidrelétricas, Portaria no 463/2009, garantias físicas de energia.

ORDINANCE 463/2009: New Challenges and Opportunities in the Viability Optimization of SHP Projects

ABSTRACT

This study aims to discuss and review the Ordinance No 463/2009 of the Ministry of Mines and Energy (MME) which sets out the methodology for calculating amounts to physical energy of hydroelectric not centrally dispatched by the National System Operator (ONS), for participating in the Clean Energy Reallocation, including for the participation in the Auction Sale of Electricity. In addition, this paper presents a case study through the simulation to calculate energy provided from PCH with a pre-established in different coun-try. For this, we used series of monthly average streamflow and hydrologic series of daily average flows to the same location. There was also potential gains from the changes in inflows from rivers and further gains for the system with the proposed new methodology. The results showed the importance of the Ordinance of the MME, and possible gains and losses to the entrepreneur.

KEYWORDS: Small Hydropower, Ordinance No 463/2009, guarantees physical energy.

Eng. Eletricista pela UFSC – Universidade Federal de Santa Catarina, Sócio-gerente da Camerge Consultoria, sócio-gerente da Lindner Engenharia, Rua São Tomaz de Aquino, 59B, Florianópolis-SC, CEP 88036-560, tel.:(48) 3234-6931/8404-6144, cristiano@camerge.com.br.

INTRODUÇÃO1.

Uma grande preocupação assolou o Mercado de Geração de PCHs em dezembro de 2009 com a publicação pelo Ministério de Minas e Energia da Portaria no 463. A portaria visa estabelecer a metodologia para o cálculo dos montantes de garantia física de energia de usinas hidrelétricas não despachadas centraliza-damente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, para fins de participação no Mecanismo de Realocação de Ener-gia – MRE. As principais alterações com relação à metodologia vigente até aquele momento, conforme resolução 169 da ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica é a inclusão das perdas da rede e consumo interno da usina no cálculo da garantia física (Energia Assegurada) e ainda o monitoramento da geração da usina para fins de revisão dos montantes de garantia física. Como a maior parte das usinas hidrelétricas não despachadas centra-lizadamente pelo ONS trata-se de PCHs e CGHs, vamos nos ater somente a análise das mesmas.

Primeiramente, conforme a Portaria 463, os casos em que o empreendimento é passível de sofrer revisão de sua garantia física por geração de energia se dará nas seguintes hipóteses:

I - o empreendimento apresentar uma geração média de ener-gia elétrica nos seus primeiros quarenta e oito meses de opera-ção comercial inferior a oitenta por cento ou superior a cento e vinte por cento da garantia física de energia vigente;

II - o empreendimento apresentar uma geração média de energia elétrica a partir dos seus sessenta meses de operação comercial inferior a noventa por cento ou superior a cento e dez por cento da garantia física de energia.

Podemos perceber que o empreendimento pode ter um de-créscimo de sua garantia física, como um acréscimo, dependendo diretamente de sua geração de energia real.

já a ANEEL, de forma a regulamentar a portaria do MME, após processo de Audiência Pública (no 049/2009), definiu os parâmetros para exclusão das usinas não despachadas centra-lizadamente pelo ONS do MRE, conforme tabela abaixo:

Número de meses em operação comercial (m)

Percentual da geração média da Energia Assegurada

36 ≤ m < 48 ≥ 10%

48 ≤ m < 60 ≥ 55%

60 ≤ m < 72 ≥ 60%

72 ≤ m < 84 ≥ 65%

84 ≤ m < 96 ≥ 75%

m ≥ 96 ≥ 85%

Podemos perceber que a nova resolução da ANEEL, de certa forma, tornou mais branda e justa os percentuais de geração das usinas em relação ao divulgado na portaria do MME.

O embasamento da ANEEL para criação dessa resolução de-veu-se, principalmente, aos levantamentos de geração medida em 60 meses de algumas PCHs com relação à energia assegu-rada das mesmas, conforme tabela da página seguinte, publicada na Nota Técnica No 062/2009-SRG/ANEEL.

Com a nova metodologia de acompanhamento da Energia As-segurada de PCHs abre uma nova visão, onde o empreen-dedor pode perder muito, inclusive inviabilizando seu projeto, mas

31

TECHNICAL ARTICLES

também podem maximizar seus ganhos. Vamos avaliar a nova metodologia da ANEEL pela óptica hidrológica, da operação e manutenção das usinas, dos projetos e dos equipamentos ins-talados, com vistas a obter subsídios para afirmar quais serão os ganhos e prejuízos para o empreendedor com a aplicação da nova metodologia.

Percentual da geração média da Energia Assegurada (x)

Número de usinas

0% ≤ x ≤ 10% 1

10% < x ≤ 20% 2

20% < x ≤ 30% 1

30% < x ≤ 40% 5

40% < x ≤ 50% 5

50% < x ≤ 60% 10

60% < x ≤ 70% 8

70% < x ≤ 80% 11

80% < x ≤ 90% 18

90% < x ≤ 100% 10

100% < x ≤ 110% 15

110% < x ≤ 120% 3

120% < x ≤ 130% 1

130% < x ≤ 150% 1

150% < x ≤ 200% 3

Total 94

ANÁLISES E RESULTADOS2.

Perdas na Linha e Consumo Interno

Com relação ao desconto das Perdas nas Linhas de Transmis-são de uso particular das PCHs e Consumo Interno referente aos serviços auxiliares da usina no cálculo da energia assegurada da PCH é indiscutível que é justo e traz benefícios ao sistema, pois muitas usinas possuem grandes perdas e consumo interno elevado que acabavam sendo considerados, na contabilização de energia, como perda do sistema, na qual todos os agentes de mercado, sejam consumidores ou geradores, acabavam pagando por essas perdas. Esse mecanismo é muito importante também no sentido de se fazer uma análise mais correta da conexão de uma PCH ao Sistema Interligado Nacional – SIN, pois muitas usi-nas que deveriam estar conectadas em tensões mais elevadas acabam conectando-se em tensões inferiores devido à proximi-dade de redes nessa tensão e/ou pelos custos de conexão nos patamares mais baixos de tensão serem menores. Nesse sen-tido, temos hoje um grande número de PCHs, principalmente com potência inferior a 6 MW, conectadas na tensão de 23,1 kV ou 13,8 kV. Em muitos casos, essas linhas possuem mais de 3 km de comprimento, gerando perdas consideráveis. Com a nova meto-dologia proposta pela portaria, a questão da conexão será mais amplamente estudada no projeto básico da PCH e será um fator importante na análise de viabilidade da mesma, já que es-sas perdas afetam diretamente a TIR do investimento.

Análises Hidrológicas

Primeiramente, vamos analisar possíveis ganhos e perdas com a nova metodologia pela óptica da hidrologia. Iniciam-se as simulações com a análise da série hidrológica utilizada nos estu-dos. A portaria nos diz que a série hidrológica deve ser na base mensal, porém, a geração de energia é de acordo com a água disponível no momento. Com referência aos dados disponíveis, o que mais se assemelha com o perfil de produção de uma PCH é a série hidrológica diária no local do empreendimento. Dessa forma, vamos analisar o cálculo da energia assegurada de uma

PCH, utilizando a série de vazões médias mensais disponível e posteriormente a série hidrológica de vazões médias diárias dis-poníveis para o mesmo local. Essa simulação foi realizada em diversos locais do Brasil com as hidrologias mais variáveis pos-síveis, considerando a instalação de uma PCH com 30 metros de queda líquida, 2 turbinas Francis com engolimento mínimo de 35% da vazão nominal.

Na grande maioria dos pontos analisados, quase em sua totali-dade, chegou-se no mesmo resultado, que utilizando como base os dados de vazões médias mensais os valores da energia asse-gurada ficam superiores ao cálculo com as vazões médias diárias. Nesse aspecto, a nova metodologia proposta pela portaria 463 traria perda no cálculo da energia assegurada, porém, por outro lado. Não consideramos aqui que em períodos de baixas afluências a PCH pode entrar e sair do sistema diversas vezes ao dia, o que traria um aumento da energia média gerada pela mesma.

Outra análise importante é o comportamento das vazões ao longo do tempo, pois para o cálculo da energia assegurada utiliza-se a maior série hidrológica disponível, porém, nem sempre isso reflete a atual hidrologia do local do empreendimento. Abaixo se-gue o comportamento das vazões em diversos pontos do país:

32

ARTIGOS TÉCNICOS

Analisando os gráficos acima, podemos perceber que existe uma tendência de quanto mais ao sul do Brasil, maiores são os crescimentos das vazões afluentes nos rios. Resumidamente, po-demos fazer a seguinte avaliação:

REgIÃO TENDÊNCIA DAS VAzÕES AO LONgO DO TEMPO

NORTE Estabilidade / Diminuição

NORDESTE Estabilidade / Leve Crescimento

SUDESTE Leve / Moderado Crescimento

SUL Moderado / Alto Crescimento

33

TECHNICAL ARTICLES

Ainda analisando a parte hidrológica do cálculo de energia assegurada e suas influências com a nova metodologia de moni-toramento, podemos destacar a questão da “Vazão de Usos Con-suntivos”, que em regra geral é descontada da vazão outorgada pelo Órgão Ambiental dos estados de modo a preservar os múl-tiplos usos dos rios e que, em muitos casos, acabam não sendo consumidos na prática. Ou seja, apesar de esse valor ser descon-tado da vazão para fins de cálculo da energia assegurada, essa vazão será utilizada para fins de geração pelas PCHs.

Manutenção, Operação, Projetos e Equipamentos das Usinas

Com as alterações com a nova portaria, os índices de indis-ponibilidade declarados acabam sendo somente orientativos, pois as PCHs devem reduzir ao máximo os tempos de máquina parada. Outro aspecto é a importância de uma boa curva de ope-ração, de modo a se utilizar o maior período possível as máquinas dentro de seus rendimentos ótimos, claro, evitando ao máximo os vertimentos não turbináveis e as paradas de máquina. Dentro desta lógica, existe a possibilidade de uma usina entrar e sair de operação inúmeras vezes ao longo do dia.

Referente aos equipamentos, hoje os rendimentos dos mes-mos acabam não tendo que ser comprovados pelo empreendedor e, indiretamente, pelo fornecedor. Com a nova portaria se dará um valor maior ao rendimento comprovado dos equipamentos assim como a qualidade dos mesmos, de modo a evitar manuten-ções e paradas prolongadas.

Da mesma forma que nos equipamentos, os valores de perdas hidráulicas acabam não sendo verificados e fiscalizados após a construção da usina. Maior investimento em engenharia e maior rigor na análise de projetos.

CONCLUSÕES3.

Verifica-se, no tocante ao cálculo de energia assegurado, que valores superiores são obtidos para essa variável. A energia asse-gurada que resultou do cálculo da série hidrológica foi maior quando do uso de séries hidrológicas diárias em comparação às mensais.

Dessa forma podemos dizer que a PCH tende a gerar um valor acima da garantia física pela metodologia apresentada na portaria do MME. Claro que para podermos afirmar isso com segurança de-vemos nos ater aos índices de indisponibilidades da PCH. Um fa-tor muito importante nessa análise é a indisponibilidade causada por problemas na rede da distribuidora ou transmissora conectada. Através de dados de algumas PCHs do estado de Santa Catarina, observamos os índices de indisponibilidade da rede de terceiros por nível de tensão. Pudemos observar que para tensões acima de 23,1 kV as indisponibilidades nos alimentadores são muito baixas, abaixo de 0,5% do tempo. já as PCHs conectadas em até 23,1 kV, as indisponibilidades em alimentadores pertencentes às distribuido-ras foram de aproximadamente 2,2% do tempo. Dessa forma con-cluímos que deve haver uma forma de “expurgar” esses valores do cálculo, tendo em vista que nesse período não há geração e o empreendedor não é responsável por esse período com as máqui-nas indisponíveis. Nessa mesma linha devemos também encontrar uma forma de “abonar” todas as indisponibilidades causadas por motivos alheios ao controle do empreendedor, como questão de conexão, problemas ambientais, meteorológicos, catástrofes, entre outros, e ainda aquelas indis-ponibilidades causadas por melhorias, repotenciações e outras ações que tragam ganhos ao sistema, tanto no aspecto de confiabilidade ou no aumento de eficiência e geração na usina, como já preceitua a Resolução 266 da ANEEL e o artigo 7° da Portaria 463 do MME. Para esses casos já deveria ter uma metodologia aprovada, nos moldes como é feito hoje o envio de informações para fins de cumprimento da Resolução 266 da ANEEL, pois ficar unicamente ao critério do MME essa verificação pode ser problemático e prejudicial aos empreendedores de PCH.

Uma análise interessante é referente às indisponibilidades in-formadas, pois primeiramente, não fica claro o que acontecerá se o empreendedor cumprir sua meta de geração mais não cumprir sua meta de indisponibilidade, ou vice-versa. Ao que parece, o índice de indisponibilidade declarado servirá apenas como baliza-mento, já que o que prevalecerá será a geração. Essa questão deveria estar mais bem especificada na portaria.

Um fator não abordado na portaria refere-se à ocorrência de períodos de estiagem prolongada, como já houve no passado, o chamado “Período Crítico”. Deveria haver um mecanismo de ex-purgo desses meses ou anos da série quando declarado pelo MME (ou ONS) a existência de um período desses.

Abaixo, de acordo com o exposto anteriormente, podemos avaliar quem ganha e quem perde com a portaria do MME:

QUEM gANHA? QUEM PERDE?

Otimizar a geração Hidrologia super dimensionada

Otimizar a manutenção Rendimento super dimensionado

Engolimento mínimo

Máquinas mal dimensionadas

Tipo de máquina ideal

Perdas elétricas

Perdas hidráulicas

Finalmente, como resultado final das análises realizadas, se-gue abaixo um comparativo das alterações com a nova metodolo-gia e suas prováveis consequências de modo ao empreendedor otimizar o retorno do seu investimento:

Como era Como será

Consequência e/ou forma

de otimizar os resultados

Rendimento do gerador e turbina

– Declarado pelo em-preendedor

– Difícil com-provação dos valores

– Risco absorvido pelo “sistema”

– Declarado pelo empreendedor e comprovado no período de geração

– Cobrança por parte do empreendedor junto ao fornecedor

– Risco do empreendedor

Hidrologia – Maior investimento em engenharia e maior rigor na análise de projetos

Vazão de usos consuntivos

Operação – Preocupação somente com evitar vertimento

– Preocupação em produzir de forma otimizada

– Investimento em curva de geração ótima do potencial

Manutenção – Vale os índices declarados

– Vale o índice realizado

– Maior preocupação afim de diminuir tempo de máquina parada

Projeto (cálculo de perdas hidráulicas, dimensionamento das estruturas, etc)

Construção (dura-bilidade, segurança, manutenção das estruturas, etc)

– Perdas hidráulicas

34

ARTIGOS TÉCNICOS

CONSIDERAÇÕES FINAIS 4.

Podemos afirmar que a nova metodologia proposta pelo MME, através da portaria 463, é um avanço, porém, ainda é carente de algumas melhorias para torná-la mais justa com aqueles que cumprem suas metas e procuram tornar cada vez mais eficiente suas unidades geradoras. Entre as vantagens, tanto para o em-preendedor como para o sistema, é que a usina é incentivada a gerar mais e parar menos por indisponibilidades, já que indepen-dentemente do cumprimento ou não do índice de indisponibilidade declarado, quanto mais a usina gerar, maiores as chances de haver um acréscimo na energia assegurada da PCH em uma revisão.

Com a inclusão dos índices de perdas na linha no cálculo da garantia física, é muito importante a desburocratização do acesso à conexão as linhas e subestações de terceiros, além da garantia do livre acesso, de modo a encurtar distâncias aos pontos de conexão além de se poder fazer a conexão em um nível de tensão mais adequado à potência da PCH. Deve ser estimulado o processo de doação de linhas dos empreendedores às distribuidoras, pois dessa forma, essa passa a operar e manter a linha, além de que as perdas sobre essa linha passam a ser assumidas pela mesma. Com isso o consumidor também ganha, pois a distribuidora deixa de inves-tir na construção da referida linha, contribuindo para modicidade tarifária e para o aumento de geração de energia através de PCH, que traz inúmeras vantagens, tanto no aspecto ambiental como no operacional e também pelos aspectos de perdas no sistema, já que as PCHs ficam muito próximas aos centros de consumo.

Os empreendedores que investirem em equipamentos sobres-salentes, engenharia e estudos de otimização de geração serão beneficiados com a nova portaria. Os projetos de PCHs a partir desse momento deverão ser analisados com muito mais cautela e em todos os aspectos, pois atualmente, um dos grandes pro-blemas encontrados, são os projetos mal-elaborados e com da-dos completamente “maquiados”, de forma a otimizar o retorno

do investimento. Agora, a viabilidade demonstrada na fase de projeto terá que ser comprovada na prática.

Atualmente as PCHs estão no limiar de viabilidade, dessa forma toda medida tomada para esse segmento deve ser pro-fundamente analisada, pois grande parte dos projetos de PCH tramitando podem facilmente tornar-se inviável. Nesse sentido, deve-se procurar fazer um sistema mais justo, favorecendo aquele empreendedor bem intencionado e que cumpre suas me-tas, porém, procurando não onerar mais um segmento que está completamente desamparado e burocratizado.

REFERÊNCIAS BIBLIOgRÁFICAS 5.

AGÊNCIA NACIONAL DE ÁGUAS. Hidroweb. Disponível em: • <http://hidroweb.ana.gov.br/>. Acesso em: 01, 02 e 03 ago. 2010.AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Audiência Públi-• ca 049/2009. Disponível em: < http://www.aneel.gov.br/>. Acesso em: 05 ago. 2010.OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA. Disponível em: < http://• www.ons.org.br/>. Acesso em: 06 ago. 2010.BRASIL. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Re-• solução no 169 de 3 de maio de 2001. Brasília: 2001. ELETROBRÁS. Diretrizes para estudos e projetos de Pequenas • Centrais Hidrelétricas. 2000.BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Portaria n• o 463, de 03 de dezembro de 2009. Estabeleceametodologiaparaocálculodosmontantesdegarantia físicadeenergiadeusi-nas hidrelétricas não despachadas centralizadamente peloOperadorNacionaldoSistemaElétrico–ONS,parafinsdeparticipaçãonoMecanismodeRealocaçãodeEnergia–MRE,inclusiveparafinsdeparticipaçãonosLeilõesdeCompradeEnergiaElétrica. Diário Oficial da República Federativa do Bra-sil, Brasília, 03 de dez. 2009.

CERPHC, líder na divulgação de novas tecnologias para geração de Peque-nas Centrais Hidrelétricas, atua no setor elétrico há mais de 10 anos.

Realiza serviços como análise de potenciais hidrológicos, estudos de in-ventário, repotenciação de PCHs, operação e manutenção, além de interme-diação de negócios, projetos de carbono, cursos, treinamentos e eventos.

www.cerpch.org.brwww.cerpch.org.br

35

TECHNICAL ARTICLES

ESTUDO DO POTENCIAL DE RECEITAS DECORRENTES DE CRÉDITOS DE CARBONO PROVENIENTES DE PROJETOS DE MDL PARA PCHs COM BASE NA EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA (2010 – 2019)

1Marcela Fernandes Pieroni2Regina Mambeli Barros

3Geraldo Lúcio Tiago Filho

RESUMO

O presente estudo visa a avaliar a geração de créditos de carbono provenientes de projetos no âmbito do Mecanismo deDesenvolvimentoLimpo (MDL), de PequenasCentraisHidrelétricas (PCHs), tomando por base estudos da evolução da capacidade instalada para esses empreendimentos nos próximos nove anos. Para isso, consideraram-se duas hipóteses e dois cenários de estudo, de forma a melhor representar a realidade da geração de receita ao longo dos anos. A hipótese 1 considera a evolução da potência instalada de PCHs segundo dados do PlanoDecenaldeExpansãodeEnergia2019 (PDE). Já a hipótese 2 considera o estudo de Tiago Filho, Barros, e Silva (2009) de crescimento da potência instalada com base no ProdutoInternoBruto(PIB). A simulação das emissões de CO2 evitadas foi realizada por meio da planilha em Microsoft®Excell® de Michellis jr (2010). Os resultados mostraram que a previsão de crescimento das PCHs realizada com base no PIB (hipótese 1) é mais conservadora, consequentemente, levando a um menor potencial de créditos de carbono, cerca de 4.113.957 tCO2 evitadas. Já os resultados da hipótese 2 demonstraram um total de 3.247.717 tCO2 evitadas.

PALAVRAS-CHAVE: Pequenas Centrais Hidrelétricas, Evolução da Capacidade Instalada, Créditos de Carbono.

STUDY OF THE POTENTIAL OF CARBON CREDITS TO SHP CDM PROJECTS BASED ON EVOLUTION OF INSTALLED CAPACITY (2010 - 2019)

ABSTRACT

This study aims to assess the generation of carbon credits from projects under the CleanDevelopmentMechanism(CDM) of SmallHydropower (SHP), based on studies of the evolution of installed capacity for these new developments over the next nine years. For this reason, two hypotheses and two scenarios were considered in order to better represent the reality of revenue generation over the years. The first hypothesis considers the development of small hydro power installed according to the TenYearPlanforExpansionofEnergy2019 (EDP). The second hypothesis considers the study of Tiago Filho, Barros e Silva (2009) about growth of installed capacity based on the GrossNationalProduct(GNP). The simulation of revenues from carbon credits was done using the spreadsheet in Micro-soft ® Excel ® for Michellis jr (2010). The results showed that the forecast of growth of SHP performed based on GNP (hypothesis 1) is more conservative, thus leading to a lower potential of carbon credits, about 4.113.957 tCO2 avoided. Already the results of hypothesis 2 showed a total of 3.247.717 tCO2 avoided.

KEYWORDS: Small Hydropower, Evolution of Installed Capacity, Carbon Credits.

1Graduanda em Eng. Ambiental, estagiária do Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas CERPCH/UNIFEI, Av. BPS, 1303, Itajubá-MG, CEP 37500-903, tel.: (35) 3629-1443, marcela_pieroni@hotmail.com2Eng. Civil, Doutora e Mestre pelo PPG-SHS/EESC/USP, Profa. Dra. - IRN/ UNIFEI, Av. BPS, 1303, Itajubá-MG, CEP 37500-903, tel.: (35) 3629-1224, remambeli@hotmail.com3Eng. Mecânico, Doutor na área de Hidráulica pela USP e Mestre em Engenharia Mecânica na área de Máquinas de Fluxo pela UNIFEI, Diretor e Prof. Dr. - IRN/ UNIFEI, Av. BPS, 1303, Itajubá-MG, CEP 37500-903, tel.: (35) 3629-1454, fax: (35) 3629-1265, tiago_unifei@hotmail.com

INTRODUÇÃO1.

O Protocolo de Quioto, ao estabelecer o Mecanismo deDe-senvolvimentoLimpo (MDL), possibilitou a participação dos países em desenvolvimento nas ações que visam ao desenvolvimento sustentável, no âmbito da Convenção-QuadrodasNaçõesUnidasSobreMudança doClima (CQNUMC). Por meio da execução de projetos de MDL, estes países podem obter a ReduçãoCertificadadeEmissões (RCEs) e posteriormente, comercializá-las aos países desenvolvidos, os quais encontram nessa iniciativa um modo su-plementar de cumprir seus compromissos estabelecidos no Proto-colo de Quioto.

Segundo dados disponibilizados pelo MinistériodeCiênciaeTecnologia (MCT) (CQNUMC/MCT, 2010), um total de 6513 pro-jetos encontram-se em alguma fase do ciclo de projetos do MDL,

sendo 2311 já registrados pelo Conselho Executivo do MDL e 4202 em outras fases do ciclo. Como verificado na figura 1, o Brasil aparece em terceiro lugar, com 457 projetos (7%), a China aparece em primeiro lugar, com 2470 projetos (38%), e a Índia em segundo lugar, com 1752 projetos (27%).

A distribuição das atividades de projeto brasileiras por setor pode ser verificada na figura 2. Observa-se a expressividade de atividades de projeto para energia renovável (50,3%) e troca de combustível fóssil (9,9%), nas quais se enquadra a implan-tação de PCHs. Já a tabela 1 apresenta os tipos de projetos de MDL realizados no Brasil e seus respectivos potenciais de redução de emissões. Os projetos com maiores potenciais de redução de emissões são os de energia renovável, aterro sanitário e redução de N2O, totalizando 70% do total de emissões de CO2 e a serem reduzidas no primeiro período de obtenção de créditos.

36

ARTIGOS TÉCNICOS

Fonte: (CQNUMC/MCT, 2010)

FIG.1:ParticipaçãonototaldeatividadesdeprojetosnoâmbitodeMDLnomundo(Últimaatualização:03deagosto,2010).FIG.1:ParticipationinallprojectactivitiesofMDLintheworld(Lastup-dated:August3,2010).

Fonte: (CQNUMC/MCT, 2010)

FIG.2:DistribuiçãodasatividadesdeprojetonoBrasilporescoposetorial(Últimaatualização:03deagosto,2010).FIG. 2: Distribution of project activities in Brazil by sector scope (Lastupdated:August3,2010).

Tabela 1:DistribuiçãodasatividadesnoBrasilportipodepro-jetodeMDL.Table 1:DistributionofactivitiesinBrazilbytypeofMDLproject.

Projetos em validação/aprovação

Número de projetos

Redução anual de emissão

Redução de emissão

no 1º período de emissão

Energia renovável 230 19.677.309 146.455.707

Aterro Sanitário 36 11.327.606 84.210.095

Redução de N2O 5 6.373.896 44.617.272

Suinocultura 76 4.222.884 39.282.569

Troca de combustível fóssil 45 3.296.291 27.630.240

Eficiência Energética 28 2.027.173 19.853.258

Reflorestamento 2 434.438 13.033.140

Processos industriais 14 1.002.940 7.449.083

Resíduos 17 646.833 5.002.110

Emissões fugitivas 4 720.068 5.721.011

Fonte: (CQNUMC/MCT, 2010) (Última atualização: 03 de agosto, 2010)

Neste contexto, destacam-se as PequenasCentraisHidrelé-tricas (PCHs) como possíveis projetos de MDL para redução de emissões de gasesdeefeitoestufa (GEE). As PCHs são empreen-dimentos aptos para cursos d’água de pequeno e médio porte, com quedas d’água significativas para o aproveitamento ener-gético. Seus impactos ambientais são expressivamente meno-res quando comparados aos empreendimentos hidrelétricos de grande porte, e ainda se prestam à geração descentralizada, pro-movendo o desenvolvimento de regiões remotas do país.

A Resolução n° 652/2003 da Agência Nacional de Energia Elé-trica (ANEEL, 2003) estabelece que os aproveitamentos hidrelé-tricos característicos de PCHs são aqueles com potência entre 1 a 30 MW e área de reservatório de no máximo 3 km2. O aproveita-mento hidrelétrico que não atender a condição para a área alaga-da de reservatório, será considerado com características de PCH, caso se verifique pelo menos uma das duas seguintes condições, a saber (ANEEL, 2003):

I – Atendimento à inequação (Eq. 1):

A PHb

≤ ×14 3 1, ( )

Onde:A = área do reservatório em km2;P = potência elétrica instalada em MW;Hb = queda bruta em m, definida pela diferença entre os

níveis d’água máximo normal de montante e normal de jusante;O valor da área na inequação não deve ser superior a 13,0 Km2.II - Reservatório cujo dimensionamento, comprovadamente,

foi baseado em outros objetivos que não o de geração de energia elétrica.

Apesar das vantagens e aspectos positivos relacionados aos empreendimentos hidrelétricos em geral, em especial às PCHs, nos últimos anos, vêm sendo questionada a geração de energia hidrelétrica como uma fonte “limpa”. Em decorrência do represa-mento de água nas usinas, discute-se sobre as emissões de CO2 e CH4 em razão da decomposição da matéria orgânica incorporada a esses reservatórios.

No Brasil, desde a década de 90, algumas instituições tais como Eletrobrás, MCT, COPPE (InstitutoAlbertoLuizCoimbradePós-GraduaçãoePesquisadeEngenharia), UFRj (UniversidadeFederaldoRiodeJaneiro) e PNUD (ProgramadasNaçõesUni-das para o Desenvolvimento) vêm apoiando e desenvolvendo estudos sobre as emissões de GEE provenientes de reservatórios nacionais. Até o momento, estes estudos demonstraram que, na maior parte dos casos, as usinas hidrelétricas emitem me-nos GEE quando comparadas a usinas termelétricas de potência equivalente (CARDOSO; NOGUEIRA, 2008; ELETROBRÁS, 2000; MESQUITA; MILAzzO, 2007; MCT, 2006; SANTOS, 2000). Segundo dados disponibilizados por Cardoso e Nogueira (2008), os reser-vatórios das usinas hidrelétricas brasileiras emitem anualmente 0,10 tCe/MWh ao passo que as usinas térmicas emitem 0,52 tCe/MWh. As pesquisas demonstraram também a grande variabilidade de emissões nos reservatórios estudados, fato explicado pela di-versidade dos fatores locais que influenciam as emissões de GEE, a saber: temperatura, intensidade dos ventos, composição da biomassa, insolação, variáveis físico-químicas da água, área de alagamento, profundidade do reservatório, padrões de circulação da água e até mesmo o regime de operação da usina (CARDOSO; NOGUEIRA, 2008; ELETROBRÁS, 2000; MESQUITA; MILAzzO, 2007; BARROS; TIAGO FILHO; SILVA, 2009).

Vale ressaltar que as análises citadas acima se referem aos grandes reservatórios e usinas hidrelétricas. Estudos relaciona-dos às emissões de PCHs são praticamente nulos, em razão de

37

TECHNICAL ARTICLES

suas características de menores dimensões e impactos. Dife-rentemente das grandes hidrelétricas, as PCHs possibilitam uma alta densidade de potência (capacidade instalada de geração de energia dividida pela área da superfície no nível máximo do reser-vatório), o que leva a uma menor área de alagamento e conse-quentemente a menores quantidades de emissões de GEE.

Tendo em vista essas características, as PCHs representam uma opção interessante no contexto de projetos de MDL por serem fontes de energia renovável. A figura 3 mostra a capacidade instalada, em MW, de atividades de projetos do MDL no setor de energia aprovadas pela ComissãoInterministerialdeMudan-çaGlobaldoClima (CIMGC). Observa-se que as PCHs estão em terceiro lugar, com 831 MW, sendo as hidrelétricas em primeiro lugar, com 1625 MW, e a cogeração com biomassa em segundo, com 1334 MW (CQNUMC/MCT, 2010).

Fonte: (CQNUMC/MCT, 2010)

FIG.3:Capacidadeinstalada(MW)dasatividadesdeprojetodoMDLapro-vadasnaCIMGC(Últimaatualização:03deagosto,2010).FIG.3:Installedcapacity(MW)oftheMDLprojectactivitiesapprovedinCIMGC(Lastupdated:August3,2010).

Segundo Michellis jr. (2010), as PCHs podem ser utilizadas para a obtenção de créditos de carbono de duas maneiras: em sistema isolado ou no sistema interligado nacional (SIN). Em sistemas isolados, a PCH pode substituir uma usina termelétrica, creditando-se das emissões evitadas pela usina desativada. Na linha de base, as emissões de uma usina termelétrica dieselétrica são de 800 a 1200 kg/MWh. A exemplo disso, menciona-se a metodologia de linha de base AMS-IAGeraçãodeEletricidadepeloUsuárioque é uma categoria que emprega tecnologias renováveis, tais como a energia hidrelétrica, para ser usada pelo usuário no próprio local, podendo esta ser nova ou substituir unidades geradoras existentes a base de combustíveis fósseis (CQNUMC, 2008). Em sistemas interligados, a PCH acrescenta energia elé-trica à rede pertencente ao SIN. O SIN é composto por diversos tipos de usinas, tais como hídricas, térmicas e biomassa, as quais apresentam um fator de emissões de GEE variáveis em função do despacho do parque gerador. Neste caso, as PCHs podem se creditar baseando-se nos valores correspondentes aos fatores de emissão do SIN (MICHELLIS jR., 2010).

Cenário de crescimento previsto para PCHs

Segundo dados publicados por Tiago Filho et al (2010), no biênio de 2008/2009 o mercado de PCHs cresceu expressivamente, passando de 310 plantas em operação, correspondentes a uma capacidade instalada de 2209 MW, em 2008, para 358 plantas, correspondendo a 3018 MW de capacidade instalada, em 2009.

De acordo com o PlanoDecenaldeExpansãodeEnergia2019 (PDE, 2010) essa participação das PCHs na matriz elétrica nacional deve aumentar ainda mais nos próximos anos. Conforme mostrado

na Tabela 2, prevê-se um crescimento dos atuais 4043 MW para 6996 MW em 2019, o que representa uma taxa de crescimento de 300 MW/ano. Em porcentagem, esses valores representam um aumento de participação de 3,60% para 4,17%.

Tabela 2: EvoluçãodaCapacidadeInstaladaporfontedegeração(MW).Table 2:EvolutionofInstalledCapacitybysourceofgenera-tion(MW).

Fonte: (PDE, 2010).

Apesar do otimismo do PDE quanto à participação das PCHs, falta um planejamento de longo prazo. Segundo estudos realiza-dos por Tiago Filho, Mambeli e Silva (2009) acerca da projeção da evolução da capacidade instalada de energia considerando a influência do crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) é pos-sível demonstrar a diminuição da atratividade econômica dos empreendimentos à medida que os bons empreendimentos vão escasseando.

FIG.4:CorrelaçãoentreaCapacidadeInstaladacombaseemPIBeacorrela-çãoefetuadacombasenascurvascomtaxadecrescentedecrescimento.FIG.4:CorrelationbetweentheInstalledCapacitybasedonGNPandthecorrelationmadebasedonthecurveswithdecreasingrateofgrowth.

De acordo com a curva referente ao PDE (laranja) apresenta-da na figura 4, o PDE prevê um crescimento para as PCHs acima da taxa de crescimento do PIB (Previsão de Crescimento de PCHs com base no PIB, em roxo), desconsiderando o aumento do grau de dificuldade técnica e a diminuição da atratividade dos novos empreendimentos que são função das condições de mercado no curto prazo, tanto do regulado como do livre, e do interesse dos investidores (GALHARDO; TIAGO FILHO; MAMBELI, 2010).

METODOLOgIA2.

A metodologia do presente estudo consistiu no cálculo das emissões de CO2 evitadas provenientes de atividades de projetos de MDL para PCHs, considerando o cenário de crescimento até 2019 (figura 4) apresentado anteriormente. Para isso, propõe-se a utilização de duas hipóteses e dois cenários, a saber:

38

ARTIGOS TÉCNICOS

Hipótese 1: Considera-se a evolução da capacidade instalada • proposta pelo PDE (figura 4 - curva laranja e tabela 2). Neste caso, a capacidade instalada para PCH prevista para 2019 é de 6966 MW, o que equivale a um acréscimo de 2923 MW a partir de 2010. Em unidades de PCH esse potencial equivale a 97 novas usinas, considerando os valores máximos estabe-lecidos pela resolução da ANEEL (ANEEL, 2003) que define que os aproveitamentos hidrelétricos característicos de PCHs aqueles com potência de até 30 MW e área de reservatório de até 3 km2;Hipótese 2: Considera-se a previsão com base no PIB pro-• posta por Tiago Filho, Barros, e Silva (2009) (figura 4 - curva roxa). Neste caso, a capacidade instalada para PCH prevista para 2019 é de, aproximadamente, 6000 MW, o que equivale a um acréscimo de 2600 MW a partir de 2010. Em unidades de PCHs esse valor corresponde a 86 novas usinas.

Para cada hipótese acima citada, consideram-se dois cenários: a) Primeiro cenário: as porcentagens de potência instalada

distribuídas entre sistema interligado e isolado para as PCHs seriam, respectivamente, de 70% e 30%.

b) Segundo cenário: as porcentagens de potência instalada distribuídas entre sistema interligado e isolado para as PCHs seriam, respectivamente, de 65% e 35%.

Michellis jr. (2010) ressalta a importância de demonstrar a adicionalidade do projeto para viabilizar os créditos de carbono, além de destacar que não geram créditos PCHs com relação de potência por área inferior a 4 W/m², e ainda, as PCHs que apre-sentam relação entre 4 W/m2 e 10 W/m2 devem considerar um deságio de 90 kg/MWh.

Para a simulação dos cálculos de emissões evitadas pelos pro-jetos de MDL de PCHs, para ambos os casos de sistema isolado ou interligado, e as correspondentes receitas de créditos de car-bono gerados, utilizou-se a planilha em Microsoft®Excell® de Michellis jr (2010). Os cálculos propostos na planilha são apre-sentados a seguir:

a) Sistema isolado

a. Para valores de densidade de potência entre 4 e 10 W/m2:

Emissõesevitadas(tCO2)=(Fe–0,09)*E

Sendo Fe o fator de emissão da linha de base para o sistema isolado (tCO2/MWh), E a energia gerada anualmente pela PCH (MWh/ano) e o deságio 0,009 gCO2/MW.

b. Para valores de densidade de potência maiores que 10 W/m2:

Emissõesevitadas(tCO2)=Fe*E

Onde não se considera o deságio de 90 kgCO2/MWh.

b) Sistema interligado

a. Para valores de densidade de potência entre 4 e 10 W/m2:

Emissõesevitadas(tCO2)=(Fsin–0,09)*E

Sendo o Fsin o fator de emissão da linha de base para o SIN.

b. Para valores de densidade de potência maiores que 10 W/m2:

Emissõesevitadas(tCO2)=Fsin*E

Além dos dados já supracitados determinados acima, são necessários outros dados de entrada para a simulação na pla-nilha em Microsoft® Excell® de Michellis jr (2010), os quais são listados a seguir:

Fator de carga: 55%;• Cotação da tCO• 2: €14,23 (ECX, 2010);Cotação do Euro: R$ 2,322 (em 09/08/2010);• Dados como custos com o projeto de MDL ($17.000), va-• lidação ($16.800), registro PDD ($20.000), monitoramento

($4.000), taxa de sucesso (5%), fundo ONU (2%), desen-volvimento (R$ 20.548) e monitoramento (R$ 15.796) foram todos extraídos da base de dados da planilha em Microsoft® Excell® de Michellis jr (2010).

Tendo em vista que o valor do crédito de carbono é bastante flutuante, a metodologia do presente estudo priorizou estimar as emissões de CO2 evitadas e não as receitas em dinheiro dos correspondentes créditos de carbono. Sendo assim, a cotação da tonelada de CO2 aqui apresentada serviu apenas para ilustrar e discutir os resultados obtidos.

Por fim, são necessários ainda os valores referentes aos fato-res de emissão do sistema isolado e do SIN. A tabela 3 apresenta os fatores de emissão médios do SIN de acordo com os dados disponibilizados pelo MCT (MCT, 2010).

Tabela 3: Fatoresdeemissãomédiosanualemensal-SIN.Table 3:Averageemissionfactorsannualandmonthly-SIN

MARgEM DE CONSTRUÇÃO

Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - ANUAL

0,0794

MARgEM DE OPERAÇÃO

Fator de Emissão Médio (tCO2/MWh) - MENSAL

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho

0,2813 0,2531 0,2639 0,2451 0,4051 0,3664

Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

0,2407 0,1988 0,1622 0,1792 0,1810 0,1940

FATOR DE EMISSÃO 2009 (tCO2/Mwh)

0,1635

Fonte: MCT (2010)

Para o fator de emissão médio do sistema isolado, utilizou-se o valor sugerido na planilha de Michellis jr (2010) de 0,855 tCO2/MWh.

RESULTADOS3.

Os resultados apresentados a seguir constaram das RCEs bru-tas, ou seja, as toneladas totais de carbono evitadas, e das RCEs comercializáveis, referentes às toneladas totais descontados a taxa de sucesso e o fundo da ONU (tabelas 4, 5, 6 e 7).

Tabela 4:ResultadosreferentesàHipótese1eprimeirocenário.Table 4:ResultsreferringtoHypothesis1andthefirstscenario.

FATOR DE EMISSÃO Isolado SIN 2009

Fator de emissão da linha de base de CO2 (tCO2/MWh)

0,855000 0,163481

EMISSÕES EVITADAS - RCEs (tCO2)

RCEs Bruto (tCO2) 3.217.677 721.164

RCEs Comercializáveis (tCO2) 2.992.440 670.682

Tabela 5:ResultadosreferentesàHipótese1esegundocenário.Table 5:ResultsreferringtoHypothesis1andthesecondscenario.

FATOR DE EMISSÃO Isolado SIN 2009

Fator de emissão da linha de base de CO2 (tCO2/MWh)

0,855000 0,163481

EMISSÕES EVITADAS - RCEs (tCO2)

RCEs Bruto (tCO2) 3.753.957 669.652

RCEs Comercializáveis (tCO2) 3.491.180 622.777

39

TECHNICAL ARTICLES

Tabela 6:ResultadosreferentesàHipótese2eprimeirocenário.Table 6:ResultsreferringtoHypothesis2andthefirstscenario.

FATOR DE EMISSÃO Isolado SIN 2009

Fator de emissão da linha de base de CO2 (tCO2/MWh)

0,855000 0,163481

EMISSÕES EVITADAS - RCEs (tCO2)

RCEs Bruto (tCO2) 2.852.786 639.382

RCEs Comercializáveis (tCO2) 2.653.091 594.626

Tabela 7:ResultadosreferentesàHipótese2esegundocenário.Table 7:ResultsreferringtoHypothesis2andthesecondscenario.

FATOR DE EMISSÃO Isolado SIN 2009

Fator de emissão da linha de base de CO2 (tCO2/MWh)

0,855000 0,163481

EMISSÕES EVITADAS - RCEs (tCO2)

RCEs Bruto (tCO2) 3.328.250 593.712

RCEs Comercializáveis (tCO2) 3.095.273 552.152

A tabela 8 apresenta um resumo dos resultados referentes às receitas líquidas provenientes dos créditos de carbono potenciais para projetos de MDL de PCH, considerando os quatro casos de análise.

Tabela 8:Tabelaresumodasreceitaslíquidasprovenientesdoscréditosdecarbonoparaosquatrocasosanalisados.Table 8:Summarytableofnetrevenuefromthecarboncred-itsforthefourcasesexamined.

EMISSÕES EVITADAS - RCEs (tCO2)

Hipótese/cenário Isolado SIN Total

Previsão PDE (70% SIN; 30% sist. isol.) 2.992.440 670.682 3.663.122

Previsão PDE (65% SIN; 35% sist. isol.) 3.491.180 622.777 4.113.957

Previsão em PIB (70% SIN; 30% sist. isol.) 2.653.091 594.626 3.247.717

Previsão em PIB (65% SIN; 35% sist. isol.) 3.095.273 552.152 3.647.425

Observa-se que as emissões evitadas são maiores para o

caso da instalação de PCH em sistema isolado. Isto ocorre, pois a atividade de projeto de MDL para este caso promove a substi-tuição de uma usina termelétrica e credita-se das emissões evi-tadas pela usina desativada. já para o caso do SIN, os projetos de MDL creditam-se com base no fator de emissão do SIN, e por este ser composto majoritariamente por fontes de energias reno-váveis, representa um valor significativamente menor quando comparado ao fator de emissão do sistema isolado de fonte fóssil (Isolado: 0,855 tCO2/MWh; SIN: 0,163 tCO2/MWh).

O caso mais otimista dentre os quatro analisados, conforme tabela 8, é o da previsão do PDE (PDE, 2010) para o segundo cenário (potência instalada distribuída na proporção de 65% para SIN e 35% para sistema isolado). Para este caso, tem-se um potencial de emissões evitadas de 4.113.957 tCO2, o que cor-responde a uma receita bruta de R$ 135.933.591,00, conside-rando a cotação da tonelada de CO2 e a cotação do euro (vide metodologia). já o caso economicamente menos favorável, ou seja, mais conservador é o da previsão com base em PIB para o primeiro cenário (potência instalada distribuída na proporção de 70% para SIN e 30% para sistema isolado) com um potencial de emissões evitadas de 3.247.717 tCO2, o que corresponde a R$ 107.311.247,00 em receita bruta de crédito de carbono.

Observa-se ainda, conforme tabela 8, que os valores referen-tes às emissões evitadas para a previsão realizada com base no

PIB é menos favorável para geração de créditos de carbono, para ambos os cenários considerados. Isto ocorre, pois esta previsão leva em consideração a diminuição da atratividade econômica dos empreendimentos à medida que os bons empreendimentos vão se escasseando (GALHARDO; TIAGO FILHO; MAMBELI, 2010).

CONSIDERAÇÕES FINAIS 4.

No presente estudo foi possível estimar as potenciais emis-sões de CO2 evitadas para projetos de MDL de PCHs, com base na evolução da potência instalada prevista nos próximos nove anos. Para tanto, considerou-se duas hipóteses e dois cenários de estudo, de forma a melhor representar a realidade da geração de receita ao longo dos anos. A hipótese 1 considera a evolução da potência instalada de PCHs segundo dados do PDE (PDE, 2010), tal estudo estima um crescimento de 2923 MW de potência insta-lada. Já a hipótese 2 considera o estudo de Tiago Filho, Barros, e Silva (2009) de crescimento da potência instalada com base no PIB, tal estudo estima um crescimento de 2600 MW para as PCHs. Os cálculos foram realizados por meio da planilha em Microsoft®Excell® de Michellis jr (2010) e os resultados mostraram que para o caso mais otimista, hipótese 1 e segundo cenário, tem-se um to-tal de 4.113.957 tCO2 evitadas equivalendo a R$ 135.933.591,00 em receitas brutas de créditos de carbono. A situação mais des-favorável, hipótese 2 e primeiro cenário, apresenta um potencial de 3.247.717 tCO2 evitadas equivalendo a R$ 107.311.247,00 em receitas brutas de créditos de carbono. Verificou-se ainda que a previsão de crescimento das PCHs realizada com base no PIB é mais conservadora, consequentemente levando a um menor po-tencial de geração de créditos de carbono. Em contrapartida, o PDE mostra-se mais otimista e com maior potencial de geração de créditos, mas desconsidera o grau de dificuldade técnica e a diminuição da atratividade dos novos empreendimentos que são função das condições de mercado no curto prazo e do interesse dos investidores (GALHARDO; TIAGO FILHO; MAMBELI, 2010).

Para fins de simplificação de cálculos, considerou-se que as novas PCHs previstas, segundo as duas hipóteses analisadas, possuem características equivalentes aos valores máximos es-tabelecidos pela resolução da ANEEL (ANEEL, 2003) que definiu as PCHs como empreendimentos com potência de até 30 MW e área de reservatório de até 3 km2. Os valores de fatores de emis-são de CO2 considerados para simulação compreenderam, para o sistema isolado, o valor sugerido na planilha de simulação de 0,855 tCO2/MWh, e para o SIN, o valor disponibilizado pelo MCT (MCT, 2010) para o ano de 2009 de 0,163 tCO2/MWh.

Por fim, ressalta-se ainda que neste estudo todo o potencial de crescimento previsto para PCH foi considerado na estimativa de obtenção de créditos de carbono. No entanto, uma atividade de projeto, para ser contemplada no âmbito do MDL, entre outros requisitos, deve ser comprovadamente um projeto adicional, ou seja, a PCH, como projeto de MDL, não seria viabilizada sem os recursos provenientes dos créditos de carbono.

REFERÊNCIAS BIBLIOgRÁFICAS 5.

[1] CÁLCULO dos fatores de emissão de CO• 2 pela geração de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional do Brasil. Disponível em: <http://www.reciclecarbono.com.br/biblio/calculoco2.pdf> Acesso em: 22 abr. 2010.[2] CARDOSO, R. B.; NOGUEIRA, L. A. H. • EstudodeEmissõesdeGasesdoEfeitoEstufadeReservatóriosBrasileiros. Revista PCH Notícias & SHP News, Itajubá, n. 41, p. 21-25, 2009.[3] CENTRO DE GESTãO E ESTUDOS ESTRATÉGICOS – CGEE. • Manual de Capacitação: Mudança do Clima e Projetos deMecanismodeDesenvolvimentoLimpo. Brasília, DF: 2008.

40

ARTIGOS TÉCNICOS

[4] CQNUMC-MCT. CONVENçãO-QUADRO DAS NAçÕES UNI-• DAS SOBRE MUDANçA DO CLIMA - MINISTÉRIO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA. Status atual das atividades de projeto noâmbitodoMecanismodeDesenvolvimentoLimpo(MDL)noBrasilenomundo (Última compilação do site da CQNUMC: 03 de agosto de 2010). Disponível em:< http://www.mct.gov.br/upd_blob/0212/212093.pdf>. Acesso em: 06 ago. 2010. [5] CQNUMC - CONVENçãO-QUADRO DAS NAçÕES UNIDAS • SOBRE MUDANçA DO CLIMA.Metodologiade linhadebaseemonitoramento:AMSI.AEletricityGenerationbytheUser.Versão 13. [2008]. Disponível em: <http://cdm.unfccc.int/methodologies/DB/4YDGOV6I3UOHV6NN5HMDIzPFRBW8IQ/view.html>Acesso em: 30 abr. 2010.[6] ECX – EUROPEAN CLIMATE EXCHANGE. Disponível em: • <http://www.ecx.eu/ CERemindx>. Acesso em: 09 de ago. 2010.[7] ELETROBRÁS. • Emissõesdedióxidodecarbonoedemeta-nopelos reservatórioshidrelétricosbrasileiros:Relatório fi-nal. Rio de janeiro: Eletrobrás, 2000. 176p.[8] GALHARDO, C.; TIAGO FILHO, G. L.; MAMBELI, R. O • cenário geral de crescimento previsto para as PCHs no Brasil de acordo com o Plano Decenal 2010-2019. RevistaPCHNotí-cias&SHPNews, Itajubá, no 45, p. 36-37, 2010.[9] MINISTÉRIO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA – MCT. • Primeiroinventáriobrasileirodeemissõesantrópicasdegasesdeefeitoestufa:emissõesdedióxidodecarbonoedemetanopelosreservatórioshidrelétricosbrasileiros. 2006. Disponível em: <http://www.mct.gov.br/upd_blob/0008/8855.pdf>. Acesso em: 7 mai. 2010.[10] MINISTÉRIO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA – MCT. • Fato-resdeEmissãodeCO2pelageraçãodeenergiaelétricanoSistemaInterligadoNacional– Ano base 2010. Disponível em:

<http://www.mct.gov.br/index.php/content/view/321144.html#ancora >. Acesso em: 06 mai. 2010.[11] MESQUITA, E. N.; MILAzzO, M. L. • Emissão de Gasesde Efeito Estufa de Reservatórios de Usinas Hidrelétricas.In: CONGRESO CIER DE LA ENERGÍA - CONSIER, 3., 2007, Medellín. Anais eletrônicos ... Medellín: CONCIER, 2007. Dis-ponível em: <http://sg.cier.org.uy/cdi/cier-zeus.nsf/5d482b8005681b6203256f51000315dc/2AD2D8934AD6BDC8832575E600631226/$FILE/III%20CONCIER-BR-64-AC.pdf> Acesso em: 07 mai. 2010.[12] MICHELLIS jR., Décio. • Planilhaparacálculode receitalíquidapor crédito de carbonoemprojetosdePCHs [men-sagem pessoal]. Mensagem recebida por <remambeli2001@yahoo.com.br> em 13 jan. 2010.[13] PDE - • Plano Decenal de Expansão de Energia 2019 / Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa Energé-tica. Brasília: MME/EPE, 2010.[14] SANTOS, M. A. • Inventário de Emissões de Gases deEfeitoEstufaDerivadasdeHidrelétricas. 2000. 154p. Tese (Doutorado em Ciências em Planejamento Energético) – COPPE, Universidade Federal do Rio de janeiro, Rio de ja-neiro, 2000.[15] TIAGO FILHO, G. L.; BARROS, R. M.; SILVA, F. G. B. • Tendências para o crescimento de potência instalada depequenas centrais hidrelétricas (PCHs)noBrasil, combaseemseuProdutoInternoBruto(PIB). Revista Brasileira de Re-cursos Hídricos, 2010.[16] TIAGO FILHO, G. L.; GALHARDO, C. R.; BARBOSA, A. C.; • BASTOS, A. S. UmaAnálisedoCenárioPolíticoeRegulatórioBrasileiro das PCHs no Biênio. Revista PCH Notícias & SHP News, Itajubá, no 44, p. 37-43, 2010.

41

TECHNICAL ARTICLES

CFD APPROACH FOR PREDICTION OF EFFICIENCY OF FRANCIS TURBINE

1Sanjay jain 2R. P. Saini

3Arun Kumar

ABSTRACT

Turbine is the most critical component in hydropower plants because it affects the cost as well as overall performance of the plant. Hence, for the cost effective design of any hydropower project, it is very important to predict the hydraulic behavior and efficiency of hydro turbines before they are put in actual use. Experimental approach of predicting the performance of hydro turbine is costly and time consuming compared to CFD approach. The aim of the paper is to predict the performance and efficiency of Francis turbine using CFD approach and to validate the same with model testing results. The overall efficiency of the turbine is determined based on the fundamental equation i.e. ratio of output to input power. The various parameters used in the equation depend on the type of boundary conditions used for the numerical simulation. Two sets of boundary conditions viz. (i) pressure inlet and pressure outlet and (ii) mass flow inlet and pressure outlet were used. The overall efficiency predicted with CFD approach was compared with the model testing results obtained from the manufacturer and very good agreement was found. CFD approach may be helpful in improvement of the existing efficiency measuring techniques and evaluation of the performance of hydro turbines.

KEYWORDS: CFD, Francis Turbine, Hydropower Projects

1Assistant Professor Mechanical Engg Dept, Institute of Technology, Nirma University, Ahmedabad-382481(Gujarat)2Associate Professor Alternate Hydro Energy Centre, Indian Institute of Technology, Roorkee-247667(Uttarakhand)3Head Alternate Hydro Energy Centre, Indian Institute of Technology, Roorkee-247667(Uttarakhand)

INTRODUCTION 1.

There are many components in hydropower plant but turbine is the heart of any hydropower plant because it affects the cost as well as overall performance of the whole plant. Typical cost distribution for low, medium and high head hydropower projects is shown in Fig. 1[1]. In case of high head plants the turbine cost is less compared to the cost of civil components as it is very difficult to carry out construction work in hilly areas. But for medium and low head hydropower plants, the typical turbine cost may vary from 15 to 35 percentage of the whole power project cost. Thus, for the cost-effective design of hydropower project it is very crucial to understand the flow characteristics in different parts of the tur-bine i.e. how energy transfer and transformation take place in the different parts, which help in predicting their performance in ad-vance before manufacturing them. The normal practice to predict the efficiency of a hydro turbine is based on theoretical approach or experimental model testing. Theoretical approach for prediction of efficiency just gives a value; but it is unable to identify the main cause for the poor performance. Conversely, model testing is con-sidered to be costly and time consuming process.

Computational Fluid Dynamics (CFD) is the present day state-of-art technique in fluid flow analysis. It has wide range of applica-tions-like aerodynamics of aircraft and vehicles, flow analysis of tur-bo-machinery, hydrodynamics of ships, power plants, automobiles, process industries, marine engineering, biomedical engineering etc. Also, CFD analysis is considered as a powerful alternative design tool to provide insight into flow characteristic in hydropower compo-nents. Many investigators have applied CFD as a numerical simula-tion tool for the analysis of Francis turbine such as for prediction of part load performance, cavitation behavior, rotor-stator interaction etc. A team from Sulzer Hydro and Sulzer Innotec. [2] modeled a complete Francis turbine – fromtheinletofthespiralcasingtothedraft tubeoutlet – using a 3D Navier Stokes code which can be used to design new runners that match existing components more accurately, at a lower cost than by using model tests.

Ciocan et al. [3] presented a CFD methodology to study the unsteady rotating vortex in the draft tube of a Francis turbine at part load conditions and associated experimental study of the flow phenomena. They performed unsteady Reynolds-Averaged Navier-Stokes (URANS) simulation for the flow and validated the same with experimental results.

FIG.1:Typicalplantcostforhigh,mediumandlowheadhydropowerprojects

Bajic [4] introduced a novel technique for diagnostics of tur-bine cavitation in a Francis turbine which enables identification of different cavitation mechanisms functioning in a turbine and delivers detailed turbine cavitation characteristics, for each of the mechanisms or for the total cavitation. He conducted the experi-ments and reported that how a turbine cavitation behavior can be improved and how a turbine operation can be optimized with respect to cavitation erosion.

This paper presents the CFD approach for prediction of ef-ficiency of a 3 MW capacity Francis turbine. The numerical simu-lations were carried out using commercial CFD package Fluent for the prediction of overall efficiency. The overall efficiency of hydro turbine was determined based on the fundamental equa-tions. The various parameters used in the equations depend on

42

ARTIGOS TÉCNICOS

the type of boundary conditions used for the numerical simula-tion. Two sets of boundary conditions were used. The comparison of CFD results with the model testing results obtained from the manufacturer is also presented.

DIFFERENT EFFICIENCIES OF HYDRO TURBINES [5]2.

For hydropower plants, a gross head is defined as the differ-ence between the head race level and the tail race level when no water is flowing through different components. When water flow through the system the hydraulic losses are occurring which can be categorized as major losses and minor losses. The head loss occurring due to friction in different components is known as ma-jor losses whereas the head losses occurring due to either change in direction or cross sectional area of flow i.e. due to bends & pipe fittings, at entrance & exit of penstock etc. are known as minor losses. The minor losses are very small compared to major losses hence can be neglected. Accordingly, the net or effective head acting on the turbine can be found by subtracting hydraulic losses from the gross head.

The total quantity of the water issuing from the jet may not strike the turbine blades. A part of the total discharge may leak through the gap between the runner blades and guide vanes and some flow may escape through the stuffing box around the shaft. The leakage loss is taken into account by considering mechanical efficiency (ηv) which is defined as:

ηv = volume of water actually striking the runnner blades available at the turbinee shaftttotal water supplieed by the jet

= QaQ

When water flow through the turbine hydraulic losses may oc-cur due to blade friction, eddy formation in different components, change in flow direction as well as due to loss in kinetic energy at the exit of the turbine. In power generation, the hydraulic losses are taken into account by considering the hydraulic efficiency (ηh) which is defined as:

ηh = power developed by the turbine runnerpoweer supplied by the water jet at entrance off the turbine

( ) (= ± = ±ρρ

Qa Vw Vw ugQah

Vw1 2 1 VVw ugH

HrH

2) =

where, Hr Vw Vw ug

= ±( )1 2 represents the energy transfer per

unit weight of water and is known as ‘Euler head’ or ‘Runner head’.

The power developed by a turbine runner is decreased by mechanical losses caused by friction between the rotating parts (shaft and the runner), friction between the stationary part (bearing and sealing) and by friction in the elements that trans-mit power. Due to these losses, the power available at the turbine shaft is less than the power developed by the turbine runner. The mechanical losses are taken into account by considering me-chanical efficiency (ηm) which is defined as:

ηm = power available at the turbinee shaftpoweer developed by the turbine runner

=2πNNT

gQaHr60

ρ

Overall efficiency (ηo) of the turbine is the product of hydrau-lic, mechanical and volumetric efficiency. It may be defined as:

ηo = power available at the turbinee shaftpoweer supplied by the water jet at entrance off the turbine

= = × ×2

60π

ρη η η

NT

gQaHr u m v

There are various approaches of finding efficiency of the turbine like based on input and output power from the system, based on percentage head drop in different components, based on the losses occurring in different components etc. Drtina and Sallaberger [6] discussed the basic principles of hydraulic tur-bines, with special emphasis on the use of CFD as a tool which is being increasingly applied to gain insight into the complex three-dimensional phenomena occurring in these machines. They cal-culated efficiency of Francis turbine based on the pressure losses occurring in the different components.

Patel and Satanee [7] carried out CFD analysis of Francis turbine for the improvement of efficiency, cavitation performance and dy-namic behavior. They calculated efficiency based on the percentage head drop in different components. They put thin vane in the bend portion of the draft tube and found that secondary flow in the draft tube can be minimized by providing vane in the draft tube.

Jain et al. [8] carried out the flow analysis of Francis turbine at design and off-design conditions. They calculated the overall efficiency of turbine based on output and input power. They used three different turbulence models namely; standard k-ε, Renor-malization group (RNG) k-ε and k-ω shear stress transport (SST) models. They found that k-ω SST model is better suited for simu-lation in hydro turbines compared to other two models. They ob-served low pressure zone near the inlet potion of the draft tube at part load operating conditions.

COMPUTATIONAL FLUID DYNAMICS3.

CFD is the analysis of systems involving fluid flow, heat trans-fer and associated phenomena such as chemical reactions by means of computer-based simulation. The physical aspect of fluid flow in hydro turbines is governed by two fundamental conserva-tion laws:

(i) Conservation of Mass: In all real life conditions mass is always conserved on macro as well as micro levels. The generalized mass conservation equation in differential form is given below:

∂∂

+ ∇ • ( ) =ρ ρt

V

0

(ii) Conservation of Momentum: The external forces act-ing on a volume element in a flow field are considered to be consisting of surface forces and body forces. The surface forces results from the stresses acting on the surface of the volume element such as shear stresses, pressure forces and surface ten-sion. And the body forces may result from the effects such as the gravitational, electric and magnetic fields acting on a body of fluid. The generalized momentum conservation equation in dif-ferential form is given below:

ρ µ µ∂∂

+ • ∇

= − ∇ + ∇ + ∇ ∇ •( )

Vt

V V F p V Vb2

3

CFD is the art of replacing these partial differential equations in these fundamental governing equations with discretized alge-braic forms, which in turn are solved to obtain numbers using computer for the flow field values at discrete points in time and/or space. The end product of CFD is indeed a collection of num-bers, in contrast to a closed-form analytical solution.

43

TECHNICAL ARTICLES

CFD PREDICTION OF EFFICIENCY OF HYDRO TURBINE 4. – A CASE STUDY

The CFD approach for prediction of efficiency of a 3 MW ca-pacity horizontal axis Francis turbine is presented. The rated head and discharge for the turbine were 48 m and 7.2 m3/s respective-ly. The computational model consists of spiral casing, 18 numbers of stay vanes and guide vanes, runner having 13 numbers of blades and a draft tube. The geometry of the turbine was created in GAMBIT, which is a preprocessor of FLUENT. The computational domain was meshed using unstructured grid consists of triangu-lar and tetrahedral element. The total number of mesh elements was around 2.5 million for the entire assembly. The assembly drawing and grid for the Francis turbine are shown in Figs. 2 & 3 respectively. The flow in the runner was computed in the moving reference frame, while the flow in the stationary components was calculated in the stationary reference frame. The steady state simulations were carried out at design and off-design conditions using Reynolds averaged Navier-Stokes (RANS) equations with different turbulence models. To consider turbulence effect in the flow shear stress transport k-ω model was used. The simulations were carried out between 50% and 85% guide vane openings at 4 different operating points to cover wide range of discharge.

FIG.2:AssemblydrawingofFrancisturbine

FIG.3:GridforFrancisturbine

The overall efficiency of hydro turbine was determined based on the fundamental equations. The various parameters used in the equations depend on the type of boundary conditions used for the numerical simulation. Literature suggest different sets of boundary conditions for the CFD analysis of hydro turbines e.g. total pressure inlet & static pressure outlet, mass flow inlet & static pressure outlet [9]. Patel and Satanee [7] used mass flow inlet and pressure outlet boundary conditions for the numerical simulation of Francis turbine. Ruprecht et al. [10] used mass flow inlet and outflow boundary conditions. For the present analysis two sets of boundary conditions viz. (i) pressure inlet and pres-sure outlet and (ii) mass flow inlet and pressure outlet were at-tempted and presented in this section.

4.1 Simulations with first set of boundary conditions

For the first set of boundary conditions, i.e.pressure inletand pressure outlet, following input and output parameters were used:

Input parameters: total pressure inlet (Pt1) was defined at the • turbine casing inlet, total pressure considering draft tube sub-mergence was defined at draft tube outlet (Pt2) and turbine runner was defined in moving reference frame with rotational speed (N). Gird interface was defined between stationary & rotating part i.e. between casing & runner as well as between runner & draft tube. Output parameters (generated by Fluent): the volume flow • rate (Q) was calculated based on the mass fluxes entering and leaving the turbine and torque (T) acting on the turbine was calculated based on the total moment acting on the ro-tating runner which was a resultant of pressure and viscous moments.However, after few sets of numerical simulations the results

were found diverging and hence simulations were stopped. And for the rest of the analysis second set of boundary conditions were used and presented in the next section.

4.2 Simulations with second set of boundary conditions

For the second set of boundary conditions mass flow inlet was specified at casing inlet and pressure outlet was specified at draft outlet. Grid interface was defined between casing & runner as well as between runner & draft tube. The various boundary conditions are shown in Fig. 4.

FIG.4:Boundaryconditions

44

ARTIGOS TÉCNICOS

The overall efficiency of the Francis turbine is calculated based on the fundamental equation, i.e. ratio of output power from the turbine to input power supplied to the turbine.

η ωo

TQ pt pt

=− ( )1 2

In above equation, T is the net torque acting on the runner (N-m), ω is the angular speed (radian), Q is discharge through turbine (m3/s), pt1 is total pressure at the inlet to the casing (Pa) and pt2 is the total pressure at the exit of draft tube (Pa). The net torque acting on the runner is a resultant of pressure and viscous moments and is calculated by taking surface integral of cross product of stress tensor and radius vector.

T r n dS a= ×→ ⋅ ⋅( ( ) )τ

Input parameters:

Mass flow rate (Q) was defined at the turbine casing inlet and total pressure (Pt2) considering draft tube submergence was de-fined at draft tube outlet. Turbine runner was defined in moving reference frame with rotational speed (N = 600 rpm) and casing & draft tube were considered in stationary reference frame. The range of input parameters is given in Table I.

Table I:Inputparameters

Discharge , Q (m3/s)Angular speed,

ω (rad/sec)Pressure outlet,

Pt2 (Pa)

8.00 62.8 32127

7.20 62.8 32127

5.93 62.8 32127

4.71 62.8 32127

Output parameters:

Based on the boundary conditions applied in the input pa-rameters, the mass and momentum conservation equations were solved iteratively and various output parameters were generated. The head acting on the turbine (H) is calculated based on the total pressure acting on the turbine and torque (T) acting on the turbine is calculated based on the total moment acting on the rotating runner which is a resultant of pressure and viscous mo-ments. The range of output parameters obtained from FLUENT is given in Table II.

Table II:OutputparametersgeneratedbyFLUENT

Pressure at casing inlet, Pt1

(Pa)

Torque componentsTorque, T (N-m)

Tx (N-m) Ty (N-m) Tz (N-m)

532456.66 - 889.86 49.11 - 51888.93 51896.59

553658.83 - 650.80 25.25 - 47738.43 47742.88

575276.75 - 445.10 227.10 - 40069.43 40072.55

600116.75 - 1903.68 1465.25 - 31624.23 31715.35

Based on the above parameters obtained from FLUENT soft-ware, the turbine power output and overall efficiency of turbine were worked out and compared with the model testing results obtained from the manufacturer as shown in Figs. 5 & 6 respec-tively. If volumetric and mechanical efficiency of the turbine are known, hydraulic efficiency can also be worked out using above

data. It can be seen that as discharge passing through turbine increases the turbine power output also increases. The overall efficiency of turbine increases with increasing discharge, reaches maximum at design discharge and then starts decreasing. The power output predicted by CFD shows very good agreement with the model testing results obtained from the manufacturer. But some deviation in the overall efficiency was observed; however the trend of both the curves was exactly the same. The deviation in the efficiency may be due to various assumptions, discretiza-tion errors, modeling errors and round off errors.

100.00

90.00

80.00

70.00

60.00

0 2 4 6 8 10

modeltesting

k-ω SST

Discharge (m3/s)

Effic

ienc

y(%

)

FIG.5:Powerversusdischargecurve

4000

3000

2000

1000

0

0 2 4 6 8 10

modeltesting

k-ω SST

Discharge (m3/s)

Pow

er(k

W)

FIG.6:Efficiencyversusdischargecurve

CONCLUSIONS5.

The experimental approach of evaluating the performance of hydro turbine is costly as well as time consuming. Conversely, CFD approach is faster and very large amount of results can be produced at virtually no added cost. The CFD approach for pre-diction of efficiency of Francis turbine was presented in this pa-per. The numerical simulations were carried out using two sets of boundary conditions viz. (i) pressure inlet and pressure outlet and (ii) mass flow inlet and pressure outlet. However, it was felt that second set of boundary conditions, i.e.massflowatcasinginletandtotalpressureatdrafttubeoutlet, were better suited for the CFD analysis of Francis turbine. The overall efficiency of turbine was predicted using CFD approach and compared with the model testing results obtained from the manufacturer and very good agreement was found. It can be concluded that CFD approach complements the other approaches, as CFD approach helps in reduction in cost of model testing and saving in time which leads to cost-effective design of the system. CFD approach may be helpful in improvement of the existing efficiency measur-ing techniques and evaluation of the performance of hydro tur-bines to enhance the viability of hydropower development.

REFERENCES6.

Saini, R. P., ppt on “Selection of Hydro Turbines”, 2006.• A Team from Suzler Hydro and Suzler Innotec, “Design by •

45

TECHNICAL ARTICLES

numbers [hydraulic turbines],” International Water Power & Dam Construction, v 50, n 3, 1998.Ciocan, G. D., Iliescu, M. S., Vu, T. C., Nennemann, B., and • Avellan, F., “Experimental study and numerical simulation of the FLINDT draft tube rotating vortex”, ASME j. Fluids Eng., 129, pp. 146-158, 2007.Bajic, B., 2002, “Multidimensional Diagnostics of Turbine Cav-• itation,”, ASME j. Fluids Eng., 124, pp. 943-950.Kumar, D. S., Book on “Fluid Mechanics and Fluid Power En-• gineering”. Drtina, P., and Sallaberger, M., “Hydraulic Turbines – Basic • Principles and State-of-the-art Computational Fluid Dynamics Applications”, Proceedings of Instn Mech engrs, Vol 213, Part C, 1999.Patel K., and Satanee, M., “New Development of High Head • Francis Turbine at jyoti Ltd. for Small Hydro Power Plant”, Hi-malayan Small Hydropower Summit, Dehradun, 2006. jain, S. V., Saini, R. P. and Kumar, A., “CFD Based Flow Analysis•

of Francis Turbine”, International Conference on Energy Engi-neering, Pondicherry, 2009.Best practice guidelines for turbomachinery CFD, 2007.• Ruprecht, A., Heitele, M., Helmrich, T., Moser, W., and As-• chenbrenner, T., “Numerical Simulation of a Complete Francis Turbine including Unsteady Rotor/Stator Interactions.

BIODATA OF THE AUTHORS7.

“Prof. Sanjay jain graduated in Mechanical Engineering from the Gujarat University in 2000. He obtained M. Tech. in Alternate Hydro Energy Systems from Alternate Hydro Energy Centre at Indian Institute of Technology, Roorkee. From 2000 to 2001 he worked at Saurashtra Chemicals Ltd., Porbandar, Gujarat as a maintenance engineer. In 2001 he joined Mechanical Engineering Department at Institute of Technology, Nirma University where he dealt with various subjects and projects related to Fluid Me-chanics and Hydraulic Machines”.

46

ARTIGOS TÉCNICOS

THE COMBINED OF SMALL HYDROELETRIC POwER AND wIND POwER PLANTS

Ocácia, G. C.Santos, L. H

Essi, j.Ocácia, N. C.

ABSTRACT

The combined use of small hydropower plants (SHP) and Wind Energy (WE) presents, as central point of convenience in relation to individual use of each form of generation is the fact that the SHP’s lake serves for the regulation and storage of energy for the hybrid system, according to its original function for the dam, but paradoxically, it allows the use of a lower reserved volume. This is because in the event of a prolonged drought, the floodgates may be regulated, maintaining for some periods, only the needed flow to order additional generation produced by Wind Generation.

KEYWORDS: Small Hydropower, Wind Energy, Hybrid Systems.

INDRODUCTION1.

According to EPE (2007), in the next twenty years, Brazil needs to more than double its domestic supply of electric energy in or-der to sustain the projected growth for the country. Investments, having kept the load factor patterns, correspond to an installation of over 150 GW of electrical generation. Considering the lack of investment capacity of the country, the increasing difficulties in licensing large power plants (see the cases of the plants of the Madeira River and Belo Monte), the lack of prospects for the use of coal, the option for the use of natural gas remains with its uncer-tainties, or nuclear energy with all the controversy of its use, and the contribution of small hydroelectric decentralized exploitations for the production of electricity.

In this sense, currently, thermoelectric biomass plants the use of sugarcane bagasse may be thought of. There is also wind en-ergy, especially given the extent of the where there is good and steady permanency and intensity of winds, and SHPs with large plants in the national system as an example, is also the most ap-pealing to the country because of its peculiarities of power quality and national ownership of the necessary technology.

The installation of wind power for the production of electric-ity is booming worldwide and has a present growth of 36.8 GW from 2008 to 2009, representing 31.7% of the installed capacity (WWEA, 2010). The predictions are that this index will remain for the year 2009 to 2010, with the driving force of the environmental issues and the financial strength of some equipment-producing countries whose domestic markets are saturated.

There are barriers with wind energy, since it cannot be stored in its origin, which gives it the characteristic of an unpredictable availability, or rather, the lack of control in the supply, making it an inflexible generation. How much is generated in a year can be esti-mated but, not at the time of its generation. It also presents a low energy density, which means that machines with higher power-weight ratio and its use present another relevant issue: just four large companies dominate 70% of the world (ONS, 2010).

Moreover, difficulties in obtaining environmental permits are smaller in compared to other types of generation; the occupa-tion of farmland is not significant and eventually may have fa-vorable seasonality characteristics, for example, in Rio Grande do Sul, where there is a good coincidence of stronger wind periods, along with the demand for irrigating rice fields, and also with the growing demand in the state’s coast. In some areas, prominently northeastern Brazil, there is a complementarity in relation to the hydrological regime. Another important aspect lies in the fact that it can be installed in a modular way.

It is worth noting that in Europe “off-shore” plants and the

reconditioning of old plants represent the expectations of industry growth, since the conventional market, as previously mentioned, is saturated, especially in Germany and Spain. Consequently, these countries need to open new markets for their products, otherwise, a decrease in jobs in the local job market would occur.

Wind systems alone do not have capacity factors since their availability depends on an uncontrollable factor: the existence of wind. Moreover, when used with other forms of electricity genera-tion, especially those of a storable origin, such as thermo, represent a fuel economy that enables them, both economically and environ-mentally.

When applied to the Brazilian model, more specifically hydro-power, wind energy can be used as a factor of water conservation, i.e., an integration of wind energy to the system that can provide closure to the floodgates, holding more water in the reservoirs for later use or even, enabling the re-powering of hydroelectric plants.

METHODOLOgY2.

Considering the conventional systems, in a system of com-petitive energy supply, consideration to the steady supply factor of 0.75 can be considered. Since this cannot be met with wind energy systems, a composition of 75% of the hydraulic installed power and 25% of installed wind power is proposed.

Thus, for each power unit installed, this ratio should be kept in a way that in calmer periods, hydroelectric plants could guar-antee 75% of the energy supply.

Since the load factors of wind systems, even in the best loca-tions for exploiting this type of energy in Brazil, is around 30% (can exceptionally reach 0.35), it can be stated that the average effective capacity is 0.3 MW. Considering that each MW of the hybrid system, only 0.25 MW is of wind power, according to Equa-tion 1, having an average per MW installed in the hybrid system of 0.075 MW.

P MWe = ⋅0 3 0 25 1, , ( )

Because of the interconnected power plant operating with a load factor of 0.5, and using this value also as a reference for the hybrid system, the SHP must respond by an addition of 0.425 since the sum of the two factors corresponds to 0.50. However, as the participation of the SHP in the hybrid system proposed is of 0.75, according to Equation 2, the load factor of the hydroelec-tric unit would have to reach 0.57, since its 70% of participation in the combined system must respond by 0.425 MW.

FC = =0 4250 7

0 57 2,,

, ( )

TECHNICAL ARTICLES

Therefore, the load factor of the hybrid system results in 0.5025

FC = + =0 57 0 75 0 3 0 25 0 5025 3, * , , * , , ( )

For analysis of the proposed model, an SHP of the Salto system was considered, in the northeastern region of Rio Grande do Sul, of the State Company of Electric Energy – Generation and Transmis-sion (CEEE GT - Companhia Estadual de Energia Elétrica – Geração e Transmissão), with an output of 16.15 MW, located in the Santa Cruz River, fueled by the Salto dam, which presents an accumulated capacity of 14.106 m3, and occupies an area of 2.8 km2.

The Bugres hydroelectric plant, working with FC = 0.5, has a production capacity of 70.7 GWh per year. Acting under a load factor of 0.57, there could be an increase of 14% in its annual production, which would be 80.6 GWh. This additional generation would be perfectly supported by the systems, even though the average flow is close to the operational limit for a conventional system, according to the relevancy curve (Fig. 1). The risk would be minimized by the wind contribution showing random char-acteristics of an unpredictable instantaneous value, and show-ing good consistency when considering longer periods, such as monthly, by trimester or annually.

Considering the capacity of 16.15 MW, 0.75 as a hybrid sys-tem, the participation of a wind system would be 5.4 MW, accord-ing to Equation 4.

P MWE = ⋅ =16 15 0 250 75

5 4 4, ,,

, ( )

Flo

w (

m3/

s)

% of the time

Relevancy Curve656055504540353025201510

50

Relevancy Curve Current Proposed

FIG.1:RelevancyCurve

Thus, the annual production would be 94.7 GWh per year (Equation 5), corresponding to an average power of 10.8 MW and an increase in income generating 23.7 GWh per year, represent-ing an increase of 33.5%.

Eanual = (16,15*0,57 + 5,4*0,3).8760 = 94,704 GWh

The values of installed kW of the hybrid system are shown in Figure 2, with consideration to the different values of the installed kW for SHPs and wind power plants. It is clear that the combined system presents higher kW values than that of a simple hydro-power system. However, since it is not possible for the supply to be accomplished only by this type of unit, the combination becomes interesting.

FIG.2:CompositionofKWCost

FINAL CONSIDERATIONS3.

The use of supply intercopping between SHP and wind power plants, can be quite interesting for Brazil since the country has difficulties in carrying out the necessary investments in infra-structure and without energy, of course, the desired rate of eco-nomic growth will not materialize.

BIBLIOgRAPHY4.

[1] OCÁCIA, G. C.; SANTOS, j. C. V., 2002, • SistemasFotovol-taicoseSistemasHíbridosparaEletrificaçãoResidencialRural, Anais do 4o Encontro de Energia no Meio Rural – AGRENER.[2] OCÁCIA, G. C.; BRISTOT, A; jORGE, R. R.; BALBINOT, A; • 2003, OEfeitodoFatordeCarganoCustodokWhGeradoporPCHs, Revista PCHNews. Available at: <www.cerpch.uni-fei.edu.br/Adm/artigos/8b7c755eadc07f7239b602007945601e.pdf>. Accessed on 20/JUL/10.[3] HANEMANN, L. C., 2004, • AproveitamentosHidrelétricosemBarragensparaIrrigaçãodeArroz, Dissertação de Mestrado, PPGEAM/ULBRA.[4] AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL, • 2009. Available at: <http://www.aneell.gov.br/> Accessed on 20/DEC/09.[5] OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO – ONS, • 2010. Available at: <http://www.ons.org.br/institucional/mod-elo_setorial.aspx> Accessed on 10/MAR/10.[6] WORLD WIND ENERGY ASSOCIATION – WWEA, Available at: • <http://www.wwindea.org/home/index.php?option=com_content&task=view&id=266&Itemid=43>. Accessed on 02/JUN/10.

ACESSEM TODOS OS NOSSOS ARTIgOS EM:

www.cerpch.org.br47

48

ARTIGOS TÉCNICOS

CONTRIBUIÇÕES PARA O ESTUDO DE DESCOMISSIONAMENTO DE BARRAgENS

Amarílio Costa¹Carvalho Pinto¹

Rodolfo Scarati Martins²

RESUMO

Barragens, como toda obra, têm seu tempo de vida útil, início, meio e fim. Cedo ou tarde a confiança na estrutura, assim como ela, fica deteriorada, o que faz com que abandonos aconteçam. Outras vezes, antes mesmo do término de sua vida útil, o reservatório encontra-se com sua capacidade de armazenamento comprometida por assoreamento ou deterioração da qualidade da água. Ou ainda, ao longo do tempo, os impactos negativos causados pela formação de um reservatório superam os impactos positivos, tornando a existência dessa estrutura um incômodo fado para seu proprietário e sociedade. Ao se procurar recuperar as condições naturais do curso d’água antes da construção da barragem, realizam-se estudos sobre os impactos positivos e negativos da obra a fim de convergir para uma situação ótima em cada caso. Muitas vezes a remoção da estrutura e/ou esvaziamento do reservatório pode ser a solução para combater os efeitos negativos trazidos pela presença da estrutura. O que deve ser observado nesses casos são as implicações dessa remoção no que diz respeito aos aspectos hidráulico, hidrológico, sedimentológico, social, ambiental e econômico.

PALAVRAS-CHAVE: Barragem, Reservatório.

CONTRIBUTION TO DAM DECOMMISSIONINg STUDY

ABSTRACT

Dams, like any structure, have their lifetime, beginning, middle and end. Sooner or later the structure liability becomes injured, which causes dropouts occur. Other times, even before the end of its lifetime, the reservoir meets their storage capacity impaired by siltation and deterioration of water quality. Or, over time, the negative impacts caused by the formation of a reservoir outweigh the positive impacts, making the existence of such a structure a nuisance to its owner and society.

In order to recover the natural conditions of the stream before construction of the dam, is possible to carry out studies about the positive and negative impacts of the construction looking to converge to an optimal situation in each case. Often the removal of the structure and / or emptying of the reservoir may be the solution to combat the negative effects brought by the presence of the structure. It should be observed in this case the consequences regarding hydraulic, hydrologic, sedimentology, social, environmental and economic aspects.

KEYWORDS: Dams, reservoir.

INTRODUÇÃO1.

Nos dias atuais, os reservatórios têm múltiplos usos e não são somente destinados ao suprimento humano ou irrigação, isoladamente. Abastecimento, geração de energia elétrica, con-tenção de cheias, lazer, pesca, navegação e turismo são algu-mas das utilizações dos reservatórios. Entretanto, em alguns lugares pelo mundo, pequenas barragens foram e são removi-das seja por motivos de envelhecimento da estrutura, por não atendimento às necessidades para as quais foram criadas, por custos elevados de manutenção, por impossibilidade de reno-vação da licença de operação nos órgãos competentes, dentre outros motivos. Descomissionamento vem a ser o processo que ocorre no final da vida útil das instalações, edificações e obras, encerrando o comissionamento. Descomissionamento de bar-ragem é definido como remoção completa ou parcial da bar-ragem, ou uma mudança significativa na operação da mesma (DeHeer, 2001). No caso do descomissionamento de barragens, tal medida pode ser tomada de diferentes formas, dependendo da causa que o resultou. O descomissionamento pode se tomar de maneira total, parcial, abandono da estrutura ou sua com-pleta remoção.

IMPACTOS2.

Toda e qualquer obra realizada altera as condições de um habitat natural para acomodar os interesses humanos sejam eles de exploração de recursos naturais, proteção de comunidades ou

quaisquer outros. Impactos sempre existirão quando se alteram as condições naturais antes predominantes de um local. O impor-tante é saber quantificar e qualificar os impactos confrontando os benefícios e malefícios trazidos pela obra, dimensionar os riscos toleráveis de acordo com as condições e as necessidades exis-tentes da região influenciada pela obra.

Dentre os impactos maléficos que uma barragem acarreta, são citados alguns a seguir:

Ecológico – Obstáculo/bloqueio da migração de peixes pelo • curso d’água; Limnológico – Alteração das características físico-químicas da • seção do rio em questão. Em casos piores, desenvolvimento excessivo de algas eutrofizando o reservatório; Saúde pública – Potencial proliferação de vetores transmisso-• res de doenças; Sedimentológico – Aprisionamento de sedimentos no reser-• vatório com alteração nos padrões erosivos do rio; Hidrológico – Alteração da flutuação natural no regime de va-• zões do rio ao longo do ano; Segurança – A estrutura carrega consigo o potencial de devastar • populações a jusante na ocorrência de uma falha na barragem. Também podem ser citados os impactos benéficos trazidos por uma barragem.Navegação – Manutenção de um nível d’água constante pos-• sibilita o tráfego de embarcações ao longo do ano com segu-rança;

49

TECHNICAL ARTICLES

Esporte/Lazer/Turismo – Atividade turística e o lazer podem co-• existir perfeitamente com outras finalidades do reservatório; Geração e Energia Elétrica – Aproveitar a queda d’água não • gera apenas energia elétrica, mas também benefícios finan-ceiros para o município; Abastecimento de água – Tanto para abastecimento humano, • animal, industrial ou irrigação a construção de barragens para armazenamento de água é uma obra feita há séculos; Piscicultura – Com a presença de um volume imenso de água • represada é possível aproveitar esta área para criação de pei-xes como se fosse gado em um pasto, e fazer disso uma atividade econômica; Contenção de Cheias – Dependendo se o reservatório cria-• do terá ou não volume de espera, é possível dar proteção a população de jusante, ou no mínimo amenizar os efeitos, no caso de ocorrência de uma onda de cheia potencialmente destrutiva.

Como a vida útil média esperada para essas estruturas é de cerca de 50 anos e muitas delas foram construídas há algumas décadas, é possível concluir que estas estão se aproximando do final de suas vidas. Além da deterioração devido ao envelhe-cimento, ao acúmulo de sedimentos em seus reservatórios, os interesses sociais que sofreram alterações ao longo de sua exis-tência fazem com que a existência dessas estruturas já não seja tão interessante. Mesmo que não apresentem problemas críticos após certo tempo, o investimento financeiro necessário para dar manutenção ou reformar suas barragens supera os custos asso-ciados à sua remoção, mesmo se for levado em consideração o lucro financeiro em longo prazo da operação da barragem.

Por um motivo ou por outro, uma hora surgirá a dúvida se é viável manter aquela estrutura e/ou reservatório operante. Uma maneira de se avaliar as vantagens e desvantagens que uma barragem oferece é comparar seus benefícios, estado de conser-vação da estrutura e os riscos que ela oferece.

METODOLOgIA3.

Baseando-se numa metodologia proposta por Menescal et al. (2001) e fazendo pequenos ajustes, é possível caracterizar uma barragem quanto à sua periculosidade, importância estratégica e vulnerabilidade. De acordo com as características da barragem e seu reservatório são atribuídos pontos previamente determina-dos em tabelas e, ao final é atribuída à barragem uma determina-

da classificação quanto à sua segurança. Essa é uma ferramenta importante quando se considerar aplicar o descomissionamento em um barramento.

A metodologia a ser apresentada foi utilizada na avaliação da necessidade de se descomissionar algumas estruturas do cadas-tro de barragens das bacias PCj no estado de São Paulo, elabo-rado pela Engecorps, em parceria com o Fundo Estadual de Re-cursos Hídricos – FEHIDRO e a Fundação Centro Tecnológico de Hidráulica – FCTH. O cadastro das bacias PCj surgiu para carac-terizar os problemas das barragens após alguns acidentes envol-vendo rompimento de algumas estruturas, causando inundações. A caracterização dos problemas estruturais e hidráulicos foi feita através de levantamento de campo e inspeções nos barramen-tos. A seguir, são exibidas as categorias de dados que constam no cadastro de barragens das bacias PCj. Todas as categorias elencadas contêm subdivisões, que permitem localizar outras informações, quando existentes, necessárias para aplicação da metodologia de avaliação de potencial de risco.

Proprietário• Informações gerais• Documentação• Informações hidrológicas• Barragem principal• Sangradouro/Vertedouro• Tomada d’água• Drenagens• Revestimento e instrumentação• Usos atuais• Áreas• Aspectos de gestão• Responsável pela barragem• Responsável pelo cadastro• Inspeção de segurança• Responsável pela revisão técnica• Fotos• Croquis•

As informações de algumas barragens desse cadastro são confrontadas com três tabelas propostas para avaliar a pericu-losidade, vulnerabilidade e importância estratégica dessas bar-ragens. Periculosidade e vulnerabilidade são determinadas so-mando pontos de acordo com suas respectivas classificações nas categorias das tabelas a seguir. E a importância estratégica é cal-culada fazendo-se a média dos pontos de sua tabela referente.

Tabela 1:Periculosidade

Dimensão da Barragem1

Vol Total do Reservatório2

Tipo de Barragem3

Tipo de Fundação4

Vazão de Projeto5

Alterações Ecológicas6

Alterações Limnológicas7

Alterações Sedimentológicas8

Altura ≤ 10m Comprimento ≤

200m (1)

Pequeno <20hm³ (3)

Concreto (4) Rocha (1) Decamilenar (1)Alterações

desprezíveis (2,0)

Alterações meramente

estéticas (2,0)

Pequeno assoreamento no reservatório (2,0)

Altura 10 a 20 m Comprimento ≤

2000 m (3)

Médio até 200 hm³ (5)

Alvenaria de pedra / Concreto

Rolado (6)

Rocha alterada / Saprolito (4)

Milenar (2)Alterações

pequenas no habitat (4,0)

Inserção de risco à fauna/flora

(4,0)

Assoreamento considerável do

reservatório (4,0)

Altura 20 a 50 m Comprimento 200

a 3000 m (6)

Regular 200 a 800 hm³ (7)

Terra / Enrocamento (8)

Solo residual / Aluvião até 4m (5)

500 anos (4)

Alterações consideráveis na população/habitat (6,0)

Pequena alteração da qualidade da água para

consumo (6,0)

Problemas com a profundidade do

reservatório devido a assoreamento (6,0)

Altura > 50 m Comprimento >

500 m (10)

Muito grande > 800 hm³ (10)

Terra (10)Aluvião arenoso espesso / Solo orgânico (10)

Inferior a 500 anos ou Desconhecida

(10)

Alterações profundas e diretas na

população (8,0)

Grande alteração da qualidade da água para

consumo (8,0)

Deposição de sedimentos

contaminados no reservatório (8,0)

P i= ⟩8

1ρ

50

ARTIGOS TÉCNICOS

Tabela 2: Vulnerabilidade

Tempo de Operação9

Existência de Projeto

(As Built)10

Confiabilidade das Estruturas Vertedouras11

Tomada d’água12

Percolação13

Deformações/ Afundamentos/ Assentamentos14

Deteriorações dos Taludes/ Paramentos15

>30 anos (0)Existem projetos "as built" e avaliação do

desempenho (1)Muito Satisfatórias (2)

Satisfatória /Controle a

montante (1)

Totalmente controlada pelo sistema de drenagem (1)

Inexistente (0) Inexistente (1)

10 a 30 anos (1)

Existem projetos "as built" (3)

Satisfatória (3)Satisfatória / Controle a jusante (2)

Sinais de umedecimento nas áreas de jusante,

taludes ou ombreiras (4)

Pequenos abatimentos da crista (2)

Falhas no rip-rap e na proteção de jusante (3)

5 a 10 anos (2) Só projeto básico (5) Suficiente (6) Aceitável (3)

zonas úmidas em taludes de jusante,

ombreiras, área alagada a jusante devido ao

fluxo (6)

Ondulações pronunciadas, Fissuras (6)

Falha nas proteções - drenagens insuficientes

e sulcos nos taludes (7)

<5 anos (3)Não existe projeto

(7)Não Satisfatória (10) Deficiente (5)

Surgência de água em taludes, ombreiras e área de jusante (10)

Depressão na crista - afundamentos

nos taludes, ou na fundação/Trincas (10)

Depressão no rip-rap escorregamentos - sulcos profundos de

erosão, vegetação (10)

V i= ⟩12

6ν

Tabela 3:ImportânciaEstratégica

Vol útil hm³ (A) Grande >800 (2)Médio 200 a 800 (1,5)

Baixo <200 (1,0)

População a Jusante (B)

Grande (2,5) Média (2,0) Pequena (1,0)

Custo da Barragem (C)

Elevado (1,5) Médio (1,2) Pequeno (1,0)

Contribui com Navegação (D)

Principal base econômica (2,0)

Alguma atividade econômica (1,5)

Não (1,0)

Esporte, Lazer e Turismo (E)

Principal base econômica (2,0)

Alguma atividade econômica (1,5)

Não (1,0)

Abastecimento (F)

Principal base de abastecimento (2,5)

Parte feito reservatório (1,5)

Não (1,0)

Irrigação (g)Grandes áreas cultivadas (2,0)

Pequenas culturas familiares (1,5)

Não (1,0)

Piscicultura (H)Grandes criações (2,0)

Criações de subsistência (1,5)

Não (1,0)

Controle de Cheias (I)

Interferência considerável (2,5)

Pouca interferência (1,5)

Não (1,0)

Rejeitos Sólidos /Industriais (J)

Interferência considerável (2,5)

Pouca interferência (1,5)

Não (1,0)

geração de Energia (K)

Conectada à distribuidora/ transmissora (2,0)

Consumo de pequenas instalações (1,5)

Não (1,0)

Regularização (L)

Grande interferência (2,0)

Pequena interferência (1,5)

Não (1,0)

I A B C D E F G H I j K L= + + + + + + + + + + +12

Depois de definidos os valores de periculosidade, vulnerabili-dade e importância estratégica, calcula-se o potencial de risco para a barragem corresponde à equação abaixo e é classificado conforme a tabela 4, a seguir:

PR P V I= + ×2

Tabela 4:PotencialdeRisco

CLASSE POTENCIAL DE RISCO - PR

A > 85 (ou Vi=10) - alto

B 55 a 85 - médio

C 33 a 55 - normal

D 22 a 33 - baixo

E < 22 - muito baixo

A classificação da tabela anterior mostra que uma barragem classe A encontra-se em péssimo estado e deve sofrer manuten-ção imediata buscando retirá-la de sua situação de risco. Já uma barragem classe E é aquela que se encontra em boas condições e, por isso, necessita de menos manutenções e vistorias.

APLICAÇÃO DA METODOLOgIA4.

A escolha das barragens foi feita de maneira cautelosa, bus-cando aquelas que possuíssem maior quantidade de dados pas-síveis de serem utilizados. E, ainda assim, aquelas que foram selecionadas, carecem de dados, o que revela uma deficiência do cadastro de barragens das bacias PCJ. Devido à escassez de dados, foram adotados dois cenários para aplicação da meto-dologia.

Para o pior cenário, na ausência de dados, adotou-se as res-postas que mais penalizassem a barragem, fazendo sua pontua-ção tender para maior periculosidade e vulnerabilidade, favore-cendo o descomissionamento.

Para o melhor cenário, na ausência de dados, adotou-se as respostas que menos penalizassem a barragem, resultando em

51

TECHNICAL ARTICLES

uma pontuação baixa e uma situação que não favoreça, ou que favoreça menos, o descomissionamento.

Aplicou-se a metodologia para avaliar a periculosidade, vul-nerabilidade, importância estratégica e potencial de risco das barragens em ambos cenários citados anteriormente.

1. CD-119 – Bairro do Cascalho2. AM-788 – Pontello3. CO-766 – Represa Pirapitingui4. MM-856 – Georgetti5. PA-814 – Sem nomeNa apresentação dos resultados, o símbolo “?” presente nas

tabelas indica a ausência de dado sobre uma determinada infor-mação. A ele será atribuída pontuação máxima no pior cenário pos-sível e pontuação mínima no melhor cenário possível. O processo apresentado a seguir, com pior e melhor cenários para a barragem Bairro do Cascalho, foi repetido para as demais barragens.

Represa Bairro do Cascalho – CD-119 – Pior Cenário

A seguir, são apresentadas as tabelas com as pontuações para periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica para a barragem em questão, no seu respectivo cenário de simulação.

Tabela 5:BarragemCD-119–Periculosidade

Índice Avaliado

1 2 3 4 5 6 7 8

CD-119Extensão 112 m e

altura 4 m.0,3 hm³

Terra e entulho

? ? ? ? ?

Pontos 1 3 8 10 10 8 8 8

Aplicando a equação para cálculo da periculosidade encontra-se o valor de 56 para periculosidade no caso da barragem CD-119.

Tabela 6: BarragemCD-119–Vulnerabilidade

Índice Avaliado

9 10 11 12 13 14 15

CD-119Mais de 30

Não existe projeto

Sufici-ente

?

Surgência de água

em taludes,

ombreiras e áreas a jusante

Inexis-tentes

Inexis-tentes

Pontos 0 7 6 5 10 0 1

Aplicando a equação da vulnerabilidade obteve-se o valor de 29 pontos.

Tabela 7:BarragemCD-119–ImportânciaEstratégica

Índice Avaliado

A B C D E F

CD-119 Baixo Pequeno Pequeno Não Não Parcial

Pontos 1 1 1 1 1 1,5

Índice Avaliado

g H I J K L

CD-119 Não Não Não Não Não Não

Pontos 1 1 1 1 1 1

Utilizou-se a equação para o cálculo da importância estraté-gica da barragem e foi obtido o valor 1,04.

Com os valores de periculosidade, vulnerabilidade e importân-cia estratégica, é possível calcular o potencial de risco e se obter 44 pontos para a barragem CD-119.

O potencial de risco calculado para esta barragem a colocaria na categoria “C” de acordo com a tabela 4, mas como houve um valor de vulnerabilidade igual a 10, ela automaticamente passa a se enquadrar na categoria “A”, isto é, risco alto.

Represa Bairro do Cascalho – CD-119 – Melhor Cenário

A seguir, são apresentadas as tabelas com as pontuações para periculosidade, vulnerabilidade e importância estratégica para a barragem em questão, no seu respectivo cenário de simulação.

Tabela 8:BarragemCD-119–Periculosidade

Índice Avaliado

1 2 3 4 5 6 7 8

CD-119Extensão 112 m e

altura 4 m.0,3 hm³

Terra e entulho

? ? ? ? ?

Pontos 1 3 8 1 1 2 2 2

Aplicando a equação para cálculo da periculosidade encontra-se o valor de 20 para periculosidade no caso da barragem CD-119.

Tabela 9: BarragemCD-119–Vulnerabilidade

Índice Avaliado

9 10 11 12 13 14 15

CD-119Mais de 30

Não existe projeto

Sufici-ente

?

Surgência de água

em taludes,

ombreiras e áreas a jusante

Inexis-tentes

Inexis-tentes

Pontos 0 7 6 1 10 0 1

Aplicando a equação da vulnerabilidade obteve-se o valor de 25 pontos.

Tabela 10:BarragemCD-119–ImportânciaEstratégica

Índice Avaliado

A B C D E F

CD-119 Baixo Pequeno Pequeno Não Não Parcial

Pontos 1 1 1 1 1 1,5

Índice Avaliado

g H I J K L

CD-119 Não Não Não Não Não Não

Pontos 1 1 1 1 1 1

Utilizou-se a equação para o cálculo da importância estraté-gica da barragem e foi obtido o valor 1,04.

Com os valores de periculosidade, vulnerabilidade e importân-cia estratégica, é possível calcular o potencial de risco e se obter 23 pontos para a barragem CD-119.

O potencial de risco calculado para esta barragem a colocaria na categoria “D” de acordo com a tabela 4, mas como houve um valor de vulnerabilidade igual a 10, ela automaticamente passa a se enquadrar na categoria “A”, isto é, risco alto.

52

ARTIGOS TÉCNICOS

Tabela 11:ResumodosPioreseMelhoresCenáriosB

arr

ag

em

Alt

ura

(m

)

Vo

lum

e (

hm

³)

Peri

culo

sid

ad

e

(pto

s)

Vu

lnera

bil

idad

e

(pto

s)

Imp

ort

ân

cia

Est

raté

gic

a

Po

ten

cial

de

Ris

co

Cla

sse

CD-119 4,00 0,3 56 29 1,04 44 C

20 25 23 D

AM-788 1,50 <200 58 31 1,16 52 C

22 27 28 D

CO-766 5,25 <200 52 28 1,31 52 C

16 24 26 D

MM-856 3,00 <200 58 34 1,04 48 C

22 30 27 D

PA-814 1,50 <200 58 36 1,08 51 C

22 24 25 D

De acordo com a metodologia, se qualquer valor de vulnera-bilidade for igual a 10, a barragem é automaticamente taxada como classe “A”, isto é, alto risco. Assim, todas as barragens avaliadas, em ambos cenários, enquadraram-se na categoria de alto risco unicamente por possuírem qualquer valor de vulnera-bilidade igual a 10. Se tal princípio fosse desconsiderado, as bar-ragens avaliadas seriam enquadradas na categoria “C”, normais, no pior cenário possível e como categoria “D”, no melhor cenário possível, conforme apresentado na tabela 11.

Isso leva a alguns pensamentos: mudar o princípio de avalia-ção da periculosidade, de modo que barragens inicialmente clas-sificadas como normais não sejam realocadas para uma categoria de risco muito elevado devido à falta de dados, ou então colocar

as barragens sob uma profunda inspeção em busca de dados que permitam que a avaliação seja feita com a menor quantidade de dados faltantes possível.

CONCLUSÕES5.

A ideia de se fazer descomissionamento de um barramento surge a partir do momento em que são levantadas dúvidas sobre a real necessidade da barragem, isto é, sobre os benefícios versus os malefícios que ela traz. Independentemente de qual for o motivo que estimule a necessidade de descomissionamento, recomenda-se ter em mãos os dados históricos antes e após a construção da barragem para que, assim, seja possível compará-los e averiguar quais as alterações sofridas pelo ambiente ao longo dos anos em razão da presença do barramento.

Embora o cadastro de barragens das bacias PCj contenha uma quantidade razoável de elementos sobre a hidráulica dos barra-mentos, a metodologia aplicada para se avaliar a periculosidade de barragens não pôde atingir seu máximo potencial devido à falta de informações desses barramentos. Antes de uma nova campanha de vistorias mais detalhadas para obtenção de dados completos sobre os barramentos, recomenda-se que ao cadastro de barra-gens sejam incorporadas novas informações sobre possíveis alte-rações ecológicas, limnológicas e sedimentológicas do entorno dos barramentos, conforme a proposta de trabalho.

Pela metodologia, fica claro que a confiabilidade das estruturas vertedouras, a percolação, as deformações/afundamentos/assen-tamentos e a deterioração dos taludes/paramentos são elementos de maior sensibilidade no que se refere à vulnerabilidade da bar-ragem. Afinal, basta que qualquer um desses elementos tenha a maior pontuação possível para que a barragem seja considerada como de alto risco. De fato, esse julgamento conservador tem seus motivos, já que qualquer índice de vulnerabilidade que es-teja em estado crítico, com máxima pontuação, é suficiente para colocar em risco a estrutura mesmo que os demais índices de vul-nerabilidade apresentem baixa pontuação, revelando uma melhor conservação da barragem em outros aspectos.

53

TECHNICAL ARTICLES

54

ARTIG

OS TÉ

CNIC

OSTE

CHNI

CAL A

RTIC

LES

Forma e preparação de manuscrito

Primeira Etapa (exigida para submissão do artigo)O texto deverá apresentar as seguintes características: espa-

çamento 1,5; papel A4 (210 x 297 mm), com margens superior, inferior, esquerda e direita de 2,5 cm; fonte Times New Roman 12; e conter no máximo 16 laudas, incluindo quadros e figuras.

Na primeira página deverá conter o título do trabalho, o re-sumo e as Palavras-Chave. Nos artigos em português, os títulos de quadros e figuras deverão ser escritos também em inglês; e artigos em espanhol e em inglês, os títulos de quadros e figuras deverão ser escritos também em português. Os quadros e as fi-guras deverão ser numerados com algarismos arábicos consecu-tivos, indicados no texto e anexados no final do artigo. Os títulos das figuras deverão aparecer na sua parte inferior antecedidos da palavra Figura mais o seu número de ordem. Os títulos dos quadros deverão aparecer na parte superior e antecedidos da palavra Quadro seguida do seu número de ordem. Na figura, a fonte (Fonte:) vem sobre a legenda, à direta e sem pontofinal; no quadro, na parte inferior e com ponto-final.

O artigo em PORTUGUÊS deverá seguir a seguinte sequên-cia: TÍTULO em português, RESUMO (seguido de Palavras- -chave), TÍTULO DO ARTIGO em inglês, ABSTRACT (seguido de keywords); 1. INTRODUçãO (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSãO; 4. CONCLUSÃO (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. AGRADECIMENTOS (se for o caso); e 6. REFERÊNCIAS, alinhadas à esquerda.

O artigo em INGLÊS deverá seguir a seguinte sequência: TÍTULO em inglês; ABSTRACT (seguido de Keywords); TÍTULO DO ARTIGO em português; RESUMO (seguido de Palavras-chave); 1. INTRODUCTION (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALAND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específico, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (se for o caso); e 6. REFERENCES.

O artigo em ESPANHOL deverá seguir a seguinte sequên-cia: TÍTULO em espanhol; RESUMEN (seguido de Palabra llave), TÍTULO do artigo em português, RESUMO em português (segui-do de palavras-chave); 1. INTRODUCCTIÓN (incluindo revisão de literatura); 2. MATERIALES Y METODOS; 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (se a lista de conclusões for relativamente curta, a ponto de dispensar um capítulo específi-co, ela poderá finalizar o capítulo anterior); 5. RECONOCIMIEN-TO (se for o caso); e 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

Os subtítulos, quando se fizerem necessários, serão escri-tos com letras iniciais maiúsculas, antecedidos de dois números arábicos colocados em posição de início de parágrafo.

No texto, a citação de referências bibliográficas deverá ser feita da seguinte forma: colocar o sobrenome do autor citado com apenas a primeira letra maiúscula, seguido do ano entre parênteses, quando o autor fizer parte do texto. Quando o autor não fizer parte do texto, colocar, entre parênteses, o sobrenome, em maiúsculas, seguido do ano separado por vírgula.

O resumo deverá ser do tipo informativo, expondo os pontos relevantes do texto relacionados com os objetivos, a metodologia, os resultados e as conclusões, devendo ser compostos de uma sequência corrente de frases e conter, no máximo, 250 palavras.

Para submeter um artigo para a Revista PCH Notícias & SHP News o(os) autor (es) deverão entrar no site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo.

Serão aceitos artigos em português, inglês e espanhol. No caso das línguas estrangeiras, será necessária a declaração de revisão linguística de um especialista.

Segunda Etapa (exigida para publicação)O artigo depois de analisado pelos editores, poderá ser de-

volvido ao(s) autor(es) para adequações às normas da Revista ou simplesmente negado por falta de mérito ou perfil. Quando aprovado pelos editores, o artigo será encaminhado para três revisores, que emitirão seu parecer científico. Caberá ao(s) autor(es) atender às sugestões e recomendações dos revisores; caso não possa(m) atender na sua totalidade, deverá(ão) justi-ficar ao Comitê Editorial da Revista.

Obs.: Os artigos que não se enquadram nas normas acima descritas, na sua totalidade ou em parte, serão devolvidos e perderão a prioridade da ordem sequencial de apresentação.

Form and preparation of manuscripts

First Step (required for submition)The manuscript should be submitted with following format:

should be typed in Times New Roman; 12 font size; 1.5 spaced lines; standard A4 paper (210 x 297 mm), side margins 2.5 cm wide; and not exceed 16 pages, including tables and figures.

In the first page should contain the title of paper, Abstract and Keywords. For papers in Portuguese, the table and figure titles should also be written in English; and papers in Spanish and English, the table and figure titles should also be written in Portuguese. The tables and figures should be numbered con-secutively in Arabic numerals, which should be indicated in the text and annexed at the end of the paper. Figure legends should be written immediately below each figure preceded by the word Figure and numbered consecutively. The table titles should be written above each table and preceded by the word Table fol-lowed by their consecutive number. Figures should present the data source (Source) above the legend, on the right side and no full stop; and tables, below with full stop.

The manuscript in PORTUGUESE should be assembled in the following order: TÍTULO in Portuguese, RESUMO (followed by Palavras-chave), TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); 1. INTRODUçãO (including references); 2. MATERIAL E MÉTODOS; 3. RESULTADOS E DISCUSSãO; 4. CONCLUSãO (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5. AGRADECIMENTOS (if it is the case); and 6. REFERÊNCIAS, aligned to the left.

The article in ENGLISH should be assembled in the follow-ing order: TITLE in English; ABSTRACT in English (followed by keywords); TITLE in Portuguese; ABSTRACT in Portuguese (fol-lowed by keywords); 1. INTRODUCTION (including references); 2. MATERIAL AND METHODS; 3. RESULTS AND DISCUSSION; 4. CONCLUSIONS (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5. ACKNOWLEDGEMENTS (if it is the case); and 6. REFERENCES.

The article in SPANISH should be assembled in the follow-ing order: TÍTULO in Spanish; RESUMEN (following by Palabra-llave), TITLE of the article in Portuguese, ABSTRACT in Portu-guese (followed by keywords); 1. INTRODUCCTIÓN (including references); 2. MATERIALES Y MÉTODOS; 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓNES; 4. CONCLUSIONES (if the list of conclusions is relatively short, to the point of not requiring a specific chapter, it can end the previous chapter); 5.RECONOCIMIENTO (if it is the case); and 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

The section headings, when necessary, should be written with the first letter capitalized, preceded of two Arabic numerals placed at the beginning of the paragraph.

References cited in the text should include the author’s last name, only with the first letter capitalized, and the year in parentheses, when the author is part of the text. When the author is not part of the text, include the last name in capital letters followed by the year separated by comma, all in parentheses.

Abstracts should be concise and informative, presenting the key points of the text related with the objectives, methodology, results and conclusions; it should be written in a sequence of sentences and must not exceed 250 words.

For paper submission, the author(s) should access the online submission Web site www.cerpch.unifei.edu.br/submeterartigo (submit paper).

The Magazine PCH Notícias & SHP News accepts papers in Por-tuguese, En-glish and Spanish. Papers in foreign languages will be requested a declaration of a specialist in language revision.

Second Step (required for publication)After the manuscript has been reviewed by the editors, it is

either returned to the author(s) for adaptations to the journal guidelines, or rejected because of the lack of scientific merit and suitability for the journal. If it is judged as acceptable by the editors, the paper will be directed to three reviewers to state their scientific opinion. Author(s) are requested to meet the re-viewers, suggestions and recommendations; if this is not totally possible, they are requested to justify it to the Editorial Board.

Obs.: Papers that fail to meet totally or partially the guide-lines above described will be returned and lose the priority of the sequential order of presentation.

INSTRUÇÕES AOS AUTORES INSTRUCTIONS FOR AUTHORS

55

LEGISLATION

56

o custo das mudanças climáticas

O decreto 7.390, que regulamentou a Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), coloca um sério desafio para empresas e investidores. Até 2020, o setor elétrico precisará investir R$ 25,2 bilhões em medidas

de mitigação, além de R$ 1,3 bilhão, por ano, no item adaptação.

Por Júlio Santos

O Plano Decenal de Energia (PDE), antes visto apenas como uma peça indicativa para o mercado da expansão da matriz ener-gética do país, incorporou um novo papel. Com a publicação do Decreto 7.390, de dezembro de 2010, que regulamentou a Lei 12.187, de dezembro de 2009, responsável pela Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), o plano servirá de base, no setor energético, para o país atingir a meta de reduzir suas emissões de gases de efeito estufa (GEE) entre 36,1% e 38,9% até 2020. O decreto projeta para o setor de energia, até lá, um volume de emissões de 868 milhões de toneladas de carbono equivalente (ton C02 eq), do patamar global de 3.236 milhões de ton C02 eq.

Segundo o estabelecido pelo decreto, o Brasil tem o compro-misso voluntário de implementar um conjunto de medidas para reduzir as emissões entre 1.168 milhões de tonCO2eq e 1.259 milhões de tonCO2eq, no período. Para cumprir tal meta, o setor de energia tem pela frente o desafio de expandir a oferta de ener-gia hidrelétrica; de fontes alternativas renováveis, como centrais eólicas, pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e bioeletricidade; de biocombustíveis; além de apostar na eficiência energética. O PDE é um dos quatro planos setoriais apontados no decreto.

"O nível de emissões de GEE pelo setor energético brasileiro no ano de 2020 deverá ficar abaixo da meta de 730 milhões de tone-ladas de CO2, estipulada nos estu-dos desenvolvidos pela EPE para a Conferência do Clima de 2009 em Copenhague", aponta Mauricio Tol-masquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). De acordo com ele, o país deverá atingir emissões da ordem de 687 milhões de toneladas de C02, graças a aposta que vem fazendo em energias renováveis. Ou seja, um volume até mesmo abaixo da meta setorial para energia estipu-lada pelo PNMC.

Nos próximos 10 anos, a EPE projeta a entrada de 54 mil MW, provenientes da instalação de grandes hidrelétricas, PCHs, eólicas e termelétricas à biomassa, além da produção de 54 bilhões de litros de etanol e de 3,9 bilhões de litros de biodiesel. Para Tolmasquim, as ações do plano brasileiro de redução de emissões de GEE para o setor energético abaterão 234 milhões de toneladas de CO2 até 2020, contra 362 milhões de toneladas CO2 do inventário de 2005. "Na área de energia, a posição do Brasil, em comparação com outros países, é muito van-tajosa. O índice brasileiro de emissões é de apenas 16,5%, contra 65% no mundo e 89% nos EUA", compara Tolmasquim.

A coordenadora do Grupo de Trabalho sobre Mudanças Climáti-cas do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE), Arilde Gabriel Sutil, considerou positivo o referenciamento que o decreto 7.390/2010 deu ao PDE, que é o Plano Setorial de Energia. "Até agora o PDE era um plano indicativo. Com a emissão do decreto e a definição deste como Plano Nacional de Mitigação e Adaptação

às Mudanças Climáticas para o setor de energia parece que deixa de sê-lo", observa ela, lembrando que com a regulamentação da Política Nacional sobre Mudanças do Clima, o Brasil se tornou o primeiro país em desenvolvimento a estabelecer um limite para os seus níveis de emissão.

Segundo Arilde Sutil, o grande desafio da PNMC é a redução das emissões devido ao uso do solo, envolvendo desmatamento da Amazônia e Cerrado. "A maior fonte de emissão do país, cerca de 60% do total, se deve à mudança do uso do solo, devido ao desmatamento e queimadas", destaca. Da meta de reduções de emissões estabelecidas pelo decreto 7.390, lembra a coordena-dora do FMASE, ao setor de energia cabe apenas 7%, contra 25% correspondente ao uso da terra e 5% da agropecuária. "O Brasil deve ser reconhecido pelo seu esforço em ter desenvol-vido e mantido uma matriz elétrica baseada em 89% de fontes renováveis, enquanto a média mundial é 18%. Ao manter esta política, o setor contribui para que o país alcance as metas", diz.

Financiamento dos custos: "O maior efeito para o setor de energia elétrica se dará na regulamentação da avaliação de impactos ambientais sobre o microclima e o macroclima", aponta Decio Michellis Jr., diretor de Energia do Departamento de In-fraestrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) e assessor especial de Meio Ambiente da Vice-presidência Corporativa de Distribuição da Rede Energia.

O especialista observa que hoje existem apenas ferramentas para inventário das emissões nas fases de projeto, construção e operação. "Não existem no Brasil, nem no mundo, ferramentas em escala adequada para que o empreendimento venha cumprir a exigência legal de avaliação de impactos ambientais sobre o microclima e o macroclima", ressalta.

Decio Michellis Jr. considera exagerada a meta de redução das emissões estabelecidas pelo governo. "Nossas emissões per capita são metade da média mundial; nossa matriz energética é três vezes mais limpa que a mundial; e nossa matriz elétrica é 7,5 vezes mais limpa que a mundial", compara. "Possivelmente, nós investiremos em ações de mitigação e adaptação climática que não precisamos, com dinheiro que não temos para impressionar países e grupos de interesse que são os principais responsáveis pelo problema", analisa.

Além da regulamentação dos impactos ambientais, o principal desafio nacional será o financiamento dos custos envolvidos, na opinião do especialista. Segundo ele, para mitigação o setor elé-trico precisará investir, até 2020, R$ 25,2 bilhões e o Brasil, até R$ 367 bilhões. No quesito adaptação, o volume de recursos para o setor está estimado em R$ 1,3 bilhão, por ano, e para o país, até R$ 33,8 bilhões. "Para o setor elétrico, o maior desafio de hoje é unificar os agentes de geração, comercialização, transmissão e dis-tribuição em torno de uma visão compartilhada de futuro", indica.

De acordo com Decio Michellis Jr., para se adaptar ao estabe-lecido pelo decreto, o setor elétrico precisa articular uma "Agenda Positiva" junto ao governo federal (ministérios de Ciência e Tecno-logia, Meio Ambiente, Minas e Energia, Fazenda e Casa Civil para criar um pacto que inclua grandes empresas e agentes do setor produtivo, inspirada no movimento do Grupo de Líderes Empre-sariais (LIDE).

Maurício Tolmasquim presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

LEGISLAÇÃOArq

uivo

Pes

soal

57

the cost oF climatic changes

Decree 7,390, which regulates the National Policy for Climatic Changes (PNMC), launches a serious challenge to enterprises and investors. By 2020, the electric sector will have to invest R$ 25.2 billion in mitigating measures, in addition to R$ 1.3 billion a year in adjustments.

Translation: Adriana Candal

The Plano Decenal de Energia (PDE – a ten-year plan for energy), which in the past was just seen as an indicative part for the market in relation to the expansion of the energy matrix in the country, has incorporated a new role. With the publication of Decree 7,390, December 2010, which regulated Bill 12,187, December 2009, which is responsible for the National Policy on Climatic Change (PNMC), the Plan will be the basis in the energy sector for the country to achieve its goal towards the reduction of the emissions of greenhouse gases (GG) between 36.1% and 38.9% by 2020. The decree forecasts a volume of emissions of 868 million tons of carbon equivalent carbon (ton C02 eq) for the energy sector, out of the global 3,236 million tons of C02 eq.

The decree established that Brazil committed itself voluntarily to implement a set of measures aiming at reducing the emissions of ton CO2 eq between 1,168 million and 1,259 million within this period. In order to fulfill such goal, the energy sector will face the challenge to expand hydropower energy offer, renewable alternative sources such as wind farms, Small Hydropower Plants (SHPs) and bioelectricity and biofuels, as well as bet on energy efficiency. The PDE is one of the four sectorial plants mentioned by the decree.

"The level of GG emissions generated by the energy Brazilian sector in the year 2020 must be below the goal of 730 million tons of CO2, established by studies developed by the Energy Research Company (EPE) for the Copenhagen Climate Conference 2009", says Mr. Maurício Tolmasquim, president of the Energy Research Company (EPE). According to him the country must reach emissions of approximately 687 million tons of C02, thanks to the bet on renewable energy, which is lower than the sectorial goal established by the PNMC.

Within the next 10 years, the EPE forecast new 54 thousand MW coming from the installation of large hydropower plants, SHPs, wind farms and biomass-based thermal power plants, as well as the production of 54 billion liters of ethanol and 3.9 billion liters of biodiesel. According to Mr. Tolmasquim the actions of the Brazilian plan to reduce GG emissions for the energy sector will terminate 234 million tons of CO2 by 2020, against 362 million tons of CO2 of the 2005 inventory. "In the energy area, Brazil’s position, in comparison with other countries, is very favorable. The Brazilian index of emissions is only 16.5%, against 65% worldwide and 89% in the USA", he compares.

The coordinator of the Work Group on Climatic Changes of the Electric Sector of the Environment Forum (FMASE), Ms. Arilde Gabriel Sutil, considered positive the reference decree 7,390/2010 gives to the PDE, which is the Energy Sectorial Plan. "So far, the PDE has just been an indicative plan. As the decree was issued and defined as the National Plan on Mitigation and Adjustment to Climatic Changes for the energy sectors, it seems to me that the PDE is not just an indicative plan anymore", she observes, reminding that with the regulation of the National Policy on Climatic Change, Brazil has become the first developing country to establish a limit regarding its levels of emissions.

According to Ms. Sutil, PNMC’s greatest challenge is the reduction in the emissions caused by the use of land, including the deforestation of the Amazon and Cerrado. "The largest source

of emission in the country, about 60%, comes from the change in the use of land, due to deforestation and fires", she highlights. Out of the reductions in emissions established by Decree 7,390, reminds FMASE’s coordinator, the energy sector is responsible for only 7%, against 25% from the use of land and 5% from agricultural and livestock activities. "Brazil must be recognized by its effort to have developed and maintained a electric matrix whose 89% are based on renewable sources of energy, whereas the world’s average is 18%. By maintaining this policy, the sector contributes towards the goals and the country will be able to accomplish them", she says.

cost Funding: "The greatest effect on the electric energy sector will be the regulation of the environmental impact assessment on the micro and macroclimate", says Decio Michellis Jr., Director of Energy of the Department of Infrastructure of the Industry Federation of the State of São Paulo. (Fiesp) and Special Consultant on Environment of the Distribution Corporative Vice-Presidency of Rede Energia.

He observes that today there are only tools to carry out emission inventory in the project, construction and operation stages. "There are no tools at an appropriate scale for the level of each enterprise to fulfill the legal demand of environmental impact assessment on the micro and macroclimate", he highlights.

Mr. Michellis considers the emission reduction goal established by the government as exaggerated. "Our per capta emissions are half of the worldwide average. Our energy matrix is three times as clean as the world’s and our energy matrix is also 7.5 times cleaner", he compares. "Possibly we will invest in mitigation and climate adjustment actions that we do not need, using money that we do not have to impress countries and groups that are the real ones to blame for the problems", he analyzes.

In addition to the regulation of the environment impacts, the primary challenge will be the funding of the involved costs, according to Mr. Michellis. She also thinks that the electric sector will have to invest R$ 25.2 billion and Brazil up to R$ 367 billion in mitigation actions by 2020. As far as adjustments go, the volume of resources for the sector is R$ 1.3 billion/year and for the country up to R$ 33.8/year. "For the electric sector, the greatest challenge today is to unify the generation trading, generating and distributing agents around one shared vision of the future", he says.

Mr. Michellis states that for the electric sector to get adjusted to what was established by the sector, it needs to articulate a “Positive Agenda” with the federal government (Ministries of Science and Technology, Environment and Mines and Energy, Finance and the Chief of Staff) in order to create a pact that includes large companies and agents of the productive sector, inspired in the movement of the Entrepreneurs Leadership Group (LIDE).

Among the necessary actions to encourage investments and reduce emissions, Mr. Michellis mentions a reduction in the tributary burden for the whole low carbon technology productive chain, the establishment of clear long-term rules to encourage clean energy and climatic change businesses, respect to energy macroeconomic trends, transparence to elaborate the inventories and the adoption of actions for mitigating and adjusting climatic practices and actions that converge with national interests.

LEGISLATION

Entre as ações necessárias para estimular os investimentos para reduzir as emissões, o especialista cita a desoneração tribu-tária para toda a cadeia produtiva de tecnologias de baixo car-bono; o estabelecimento de regras claras de longo prazo para incentivar os negócios ligados a energias limpas e mudanças climáticas; o respeito às tendências macroeconômicas energé-ticas; a transparência na elaboração dos inventários; e a adoção de práticas e ações de mitigação e adaptação climática conver-gentes com o interesse nacional.

multiplicaçÃo das polÍticas

Estados também criam suas políticas próprias para reduzir as emissões. A lista inclui, por exemplo, São Paulo, Rio de Janeiro, Bahia e Amazonas.

Assim como o governo federal, uma série de estados também estabeleceram políticas específi cas para mudanças climáticas, com o objetivo de reduzir as emissões de gases de efeito estufa (GEE). São Paulo, Rio de Janeiro, Amazonas e Bahia já contam com leis que tratam da questão. O investimento em fontes ren-ováveis de energia, efi ciência energética e construções susten-táveis entram no rol de soluções do setor de energia para atingir as metas estabelecidas.

No caso de São Paulo, a Política Estadual de Mudanças Climáti-cas (PEMC), instituída pela Lei nº 13.798, de 9 de novembro de 2009, estabelece uma meta de redução global de 20% das emis-sões de dióxido de carbono (CO²) em 2020. A lei levou em conta o ano de 2005, cuja emissão estimada foi de 100 milhões de toneladas de CO².

O Anuário Estatístico de Energéticos por Município, divul-gado em fevereiro pela Secretaria de Saneamento e Energia, mostra que em 2009 o estado registrou 64.799 emissões em 10³ toneladas/ano. Os 15 maiores municípios de São Paulo, com 32.246,39 emissões em 10³ toneladas/ano, responderam por 49,8% do total.

O Rio de Janeiro conta com a Lei no 5.690, de 14 de abril de 2010, que estabelece a Política Estadual Sobre Mudança Global do

Clima e Desenvolvimento Sustentável, tendo como um dos princi-pais objetivos fomentar a participação do uso de fontes renováveis de energia no estado. A lei aguarda ainda a regulamentação, pre-vista para ser divulgada no mês de abril ou maio deste ano, de acordo Marcia Valle Real, da Superintendência de Clima e Mercado de Carbono da Secretaria do Meio Ambiente do Rio de Janeiro. Ela defi nirá as metas de redução das emissões no estado.

O inventário estadual de 2007, que teve 2005 como ano base, considerou as emissões de três gases – CO², metano e óxido nitroso (N20). O levantamento apontou um volume de emissão de 70 milhões de toneladas por ano, fi cando os setores indus-trial e de energia com 38% das emissões, seguido da área de transporte, com 15%. No Rio de Janeiro, a indústria de energia representa 8% das emissões.

Marcia Valle Real conta que a ideia, na regulamentação da política estadual de mudanças do clima, é seguir o modelo ado-tado pela China. "Este é um caminho analisado hoje, no qual vai se buscar trabalhar para reduzir a taxa de crescimento da inten-sidade energética em relação ao Produto Interno Bruto (PIB)", observa, explicando que isso leva em conta a retomada do cresci-mento industrial do estado.

As empresas do setor elétrico também entraram nesta cor-rida, passando a tratar o aquecimento global como assunto es-tratégico e adotando excelentes práticas de gestão estratégica do clima, segundo Décio Michellis Jr. "Elas não se contentam em adotar medidas paliativas de sustentabilidade ambiental. Tam-bém adotam políticas permanentes, baseadas em indicadores confi áveis para medir e neutralizar a quantidade de carbono que liberam na atmosfera", comenta o especialista.

Segundo ele, fazer inventários das emissões, identifi car as principais fontes de poluição na cadeia produtiva e planejar caminhos para neutralizá-los, são práticas cada vez mais co-muns. "As oportunidades, as ameaças e os impactos regulató-rios e físicos das mudanças climáticas estão constante-mente sendo atualizados", diz, acrescentando que é difícil mensurar o retorno gerado por investi-mentos nas iniciativas adotadas.

O Anuário Estatístico de Energéticos por Município, divul- liberam na atmosfera", comenta o especialista.O Anuário Estatístico de Energéticos por Município, divul-gado em fevereiro pela Secretaria de Saneamento e Energia, mostra que em 2009 o estado registrou 64.799 emissões em 10³ toneladas/ano. Os 15 maiores municípios de São Paulo, com 32.246,39 emissões em 10³ toneladas/ano, responderam por 49,8% do total.

O Rio de Janeiro conta com a Lei no 5.690, de 14 de abril de 2010, que estabelece a Política Estadual Sobre Mudança Global do

liberam na atmosfera", comenta o especialista.Segundo ele, fazer inventários das emissões, identifi car as

principais fontes de poluição na cadeia produtiva e planejar caminhos para neutralizá-los, são práticas cada vez mais co-muns. "As oportunidades, as ameaças e os impactos regulató-rios e físicos das mudanças climáticas estão constante-mente sendo atualizados", diz, acrescentando que é difícil mensurar o retorno gerado por investi-mentos nas iniciativas adotadas.

58

LEGISLAÇÃOIn

tern

et

policy multiplication

States also creates their own policies aiming at reducing their emissions. The list includes, for example, São Paulo, Rio de Janeiro, Bahia and Amazonas.

As the federal government, a number of states have also established specifi c policies for climatic changes, aiming at reducing emissions of greenhouse gases (GG). São Paulo, Rio de Janeiro, Amazonas and Bahia already rely on laws that deal with the issue. The investment of renewable sources of energy, energy effi ciency and sustainable constructions are part of the list of solutions that the energy sector has found to achieve the established goals.

In the case of São Paulo, the Climatic Change State Policy (PEMC), which became in force by Bill No 13,798, November 2009, establishes a global reduction goal of 20% in the emissions of carbon dioxide (CO2) by 2020. The Bill was based on the year of 2005, when the estimate emission was 100 million tons of CO2.

The Energy Statistics Annual Report of each City, released in February by the Energy and Sanitary Secretary, showed that the state registered 64,799 emissions about 103 tons/year in 2009. The largest cities n the state of São Paulo registered 49.8% of the total amount with 32,246.39 emissions, about 10³ tons/year.

Rio de Janeiro relies on Bill No 5,690, April 2010, which establishes the State Policy on Global Climate Change and Sustainable Development, whose one of the main goals is encourage the use of renewable energy sources of energy in the state. The Bill has not been regulated yet and this is expected to happen in April or May, according to Ms. Márcia Valle Real from the

Superintendence of Climate and Carbon Masrket of the Environment Secretary of the state of Rio de Janeiro. The superintendence will defi ne the reduction goal in the state.

The 2007 state inventory, which was based the year of 2005, considered the emission of 3 gases – CO2, methane and nitrous oxide (N20). The research showed a volume of emissions of 70 million tons/year, where the industrial and energy sector were held responsible for 38% of the emission, followed by the transport area with 15%. In Rio de Janeiro the energy industry represents 8% of the emissions.

Ms. Marcia Valle Real says that the idea of regulating the state policy of climate change is to follow the model adopted in China. "Today, this is a path to be analyzed, and we will work aiming at reducing the energy intensity growth index in relation to the National Gross Product (NGP)", she observes, explaining that this will take the industrial growth of the state into consideration.

Companies of the electric sector also entered this race, starting to treat global warming as a strategic issue and adopting excellent climate strategies management practices, according to Mr. Decio Michellis Jr. "It is not enough to adopt environmental sustainability palliative measures. They also adopt permanent policies based on reliable indicators to measure and neutralize the amount of carbon they release into the atmosphere", he comments.

He also says that carrying out emission inventories, identifying the main sources of pollution in the productive chain and planning ways to neutralize them are increasingly common practices. "The opportunities, the regulating and physical threats and impacts of the climatic changes are constantly being updated", he says. “It

is hard to measure the revenue generated by investments in the adopted”, he concludes.

is hard to measure the revenue generated by investments in the adopted”, he concludes.

59

LEGISLATION

60

Empreendedores traçam cenário para as PCHs

Por: Camila Galhardo

Durante evento realizado na última semana do mês de janei-ro na cidade do Rio de Janeiro, o Secretário Executivo da Abragel, Fábio Dias, apresentou um cenário de descontentamento para os produtores de energia de PCH.

Segundo estudo desenvolvido pela associação, as PCHs foram res-ponsáveis pela injeção de 2.425 MW entre os anos de 2000 – 2010, tendo um salto no número de empreendimento de 189 para 382 em 2010. Do total de 3.628 MW em operação estima-se que 80% das 717 usinas se enquadrem no conceito de geração distribuída.

O mesmo estudo prevê um potencial de expansão na ordem de 23.705 MW divididos em várias etapas de implantação desde potencial teórico até projetos em análise na ANEEL. Para Dias se considerado um custo médio de instalação de R$ 6.500/kW instalado pode-se determinar um mercado potencial de R$ 155 milhões que poderão ser investidos nos próximos 15 anos.

Apesar do potencial signifi cativo, Dias elencou uma série de entraves para o desenvolvimento deste potencial. Dentre eles, a elevada carga tributária que recai sobre toda a cadeia produtiva das PCHs, chegando a representar aproximadamente 33,5% do total do investimento. Atualmente, existe um pleito da Associa-ção para que os impostos sejam pagos ao longo do período de operação das centrais que segundo Dias trariam um novo folego aos investidores.

Segundo a análise apresentada com base no Índice de Cober-tura do Serviço da Dívida, é possível avaliar qual seria o valor de venda da energia para viabilizar essa PCH Média. Se considerado um valor de R$ 155,00/MWh atrelados às condicionantes padrão do principal fi nanciador do setor, BNDES, o ICSD não atenderia às premissas do Banco para viabilização do projeto. Mas se anali-sadas alternativas de fl exibilização de prazos de fi nanciamento e ou alongamento do prazo de pagamento da dívida, as PCHs podem atingir os mesmos, preços alcançados pelas irmãs reno-váveis no último leilão.

Também foram apontados os diferenciais competitivos das pequenas centrais quando o foco está no mercado livre, como descontos nas tarifas de uso do sistema, possibilidade de venda para consumidores tipicamente cativos. Os valores de venda de energia no Ambiente de Contratação Livre giram em torno de R$ 152 até R$ 176 o MWh, dependendo do tipo de consumidor.

Outro ponto de insatisfação dos investidores está no tempo de análise dos projetos junto ao órgão competente, segundo Dias, dos 958 processos seriam extraídos 538 empreendimentos com estimativa de geração de 5.3 MW, mas o histórico de aprovação destes projetos pode chegar a 5 anos enquanto outras fontes chegam a concluir o processo em até 8 meses.

Em contrapartida, o Professor Geraldo L. Tiago Filho, argu-menta que apesar do alto índice de geração de empregos das PCHs ao longo de toda a cadeia produtiva, elas não têm recebido a mesma atenção dos órgãos responsáveis pelos incentivos às Energias Renováveis, como é caso das eólicas e biomassa que têm recebido incentivos fi scais, permitindo sua viabilização com tarifas mais competitivas para participarem nos leilões de ener-gia, deixando as PCHs em desvantagem frente às essas fontes.

Tiago argumenta que, diferentemente da eólica e da biomas-sa, o Brasil detém know-how em PCHs, existem séries de dados hidrológicos consistidos de longo prazo, com mais de 50 anos, o que faz com que a garantia de fornecimento da energia oriunda das PCHs seja bastante confi ável frente à eólica, cujos parques atualmente são dimensionados com série de dados que difi cil-mente ultrapassam 2 a 3 anos. Fator que tem limitado a venda de energia oriunda das Eólicas no mercado livre. Como o foco desta fonte está apenas nos leilões do governo, é possível afi rmar que o governo no seu papel de incentivador de novas fontes de en-ergia, tem assumido o risco do fornecimento de energia oriunda dessa fonte, caso venha faltar.

Tiago fi naliza afi rmando que no Brasil a qualidade e/ou a ga-rantia de fornecimento da energia gerada pelas PCHs é muito su-perior à da eólica. E que o mercado de energia tem que fi car atento a este aspecto.

CURTAS

rantia de fornecimento da energia gerada pelas PCHs é muito su-rantia de fornecimento da energia gerada pelas PCHs é muito su-perior à da eólica. E que o mercado de energia tem que fi car atento a este aspecto.

secretário executivo da abragel, Fábio dias, durante apresentação no LatAm 2011 realizado no Rio de Janeiro.

Executive secretary of Abragel, Fábio Dias, during LatAm 2011 held in Rio de Janeiro.

Adr

iana

Bar

bosa

60

61

Entrepreneurs trace scenario for SHPs

Translation: Adriana Candal

61

During an event held in January in the city of Rio de Janeiro, the executive secretary of Abragel presented a unsatisfying sce-nario for power producers out of SHPs.

According to a study carried out by the association the SHPs injected 2,425 MW between the years of 2000 and 2010, having a considerable rise in the number of enterprises – from 189 to 382 in 2010. Out of the operating 3,628 MW it is estimated that 80% of the 717 plants are categorized within the concept of distributed generation.

The same study forecasts an expansion potential ranging about 23,705 MW divided into several implementation stages, from the theoretical potential to the projects being analyzed by ANEEL. According to Mr. Dias if an average installation cost of R$ 6,500 installed kW is considered, it is possible to determine a po-tential market of R$ 155 million that can be invested in the next 15 years.

Despite the signifi cant potential, Mr. Dias listed a series of obstacles against the development of this potential. Among them is the high tributary charge that falls upon all the SHP productive chain, which sometimes represents 33.5% of the total investment. Today, there is a claim from the Association, asking to pay for the taxes along the period when the plants are operating, which, according to Mr. Dias, would bring new air to the investor.

According to the presented analysis, based on the Debt Service Coverage Ratio (ICSD), it is possible to assess what the sales value of the energy to make this Medium SHP feasible would be. If we consider a value of R$ 155.00/MWh linked to the standard conditionings of the main funding institution of the sector, BNDES, the ICSD would not meet the premises of the bank for the feasibility of the project. But if the analyzed alternatives of fl exibilization of the funding deadlines and/or the extension in the deadlines of the payment of the debt the SHPs may reach the same prices reached by their renewable sisters in the last auction.

Also, competitive differentials of the SHPs were also pointed out when the focus is on the free market such as discounts in the tariffs regarding the use of the system, possibility of sales to typically loyal consumers. The value of energy sales in the Free Purchase Market range from R$ 152 to R$ 176 the MWh, depending on the consumer.

Another as-pect that is causing dissatisfaction lies on the long time the competent organs take to analyze the projects. According to Dias out of the 958 processes 538 enterprises with a generation estimated in 5.3 MW would be extract-ed, but the approval history of these projects may take 5 years, whereas others sources may have their processes concluded in 8 months.

On the other hand, Professor Geraldo L. Tiago Filho says that in spite of the high index of job generation of the SHP along its productive chain, the SHPs have not been receiving the same attention from the organs that are responsible for the incentives to Renewable Energies, which is the case of wind and biomass that have been receiving fi scal incentives. This way, they become more feasible because their tariffs are more competitive to participate in the energy auctions, leaving the SHPs behind these sources.

Professor Tiago also says that differently from wind and biomass, Brazil has SHP expertise, there are series of hydrological data that has been collected over long periods of time, over 50 years, making the energy that comes from SHPs considerably reliable when it is compared to wind energy, whose farms are dimensioned based on data that hardly goes over 2 to 3 years.

A factor that has limited the sales of energy that comes from wind-based enterprises in the free market: as the focus is only on the government auctions, it is possible to say that the government, playing its role to encourage new sources of energy, has assumed a certain risk with energy supplies coming from this source in case it fails.

Professor Tiago concludes by saying that in Brazil the quality and/or the guarantee of supply using the energy generated from SHPs is much superior than the wind energy supply, and the market must pay attention to this aspect.

NEWS

During an event held in January in the city of Rio de Janeiro, the executive secretary of Abragel presented a unsatisfying sce-nario for power producers out of SHPs.

According to a study carried out by the association the SHPs injected 2,425 MW between the years of 2000 and 2010, having a considerable rise in the number of enterprises – from 189 to 382 in 2010. Out of the operating 3,628 MW it is estimated that 80% of the 717 plants are categorized within the concept of distributed generation.

The same study forecasts an expansion potential ranging about 23,705 MW divided into several implementation stages, from the theoretical potential to the projects being analyzed by

Another as-pect that is causing dissatisfaction lies on the long time the competent organs take to analyze the projects. According to Dias out of the 958 processes 538 enterprises with a generation estimated in 5.3 MW would be extract-ed, but the approval history of these projects may take 5 years,

Cam

ila G

alha

rdo

Centro de pesquisa da UNIFEI recebe consultor da GuatemalaResearch center of uniFei receives consultant from guatemala

Por: Adriana Barbosa

O Centro Nacional de Referência em Pequenas Centrais Hidrelétricas (CERPCH) alocado na Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI) recebeu no mês de janeiro a visita do consul-tor da multinacional B. Fouress Group Company, o engenheiro eletricista Cristhian Escobar. Ele foi recepcionado pelo secretário executivo do CERPCH e professor do Instituto de Recursos Naturais (IRN) da UNIFEI, Geraldo Lú-cio Tiago Filho, que apresentou ao con-sultor as instalações do Instituto e do Laboratório Hidromecânico de Peque-nas Centrais Hidrelétricas (LHPCH).

O consultor Escobar disse ter fica-do impressionado com a infraestrutura do laboratório instalado na Universidade e afirmou que as pesquisas desenvolvidas no Brasil e principalmente em Itajubá são muito respeitadas por ins-tituições internacionais. Por isso, veio pessoalmente conhecer o trabalho desenvolvido aqui. Escobar e Tiago Filho discutiram a possibilidade do desenvolvimento conjunto de futuras pesquisas entre UNIFEI e entidades da América Latina, para realizarem tes-tes em máquinas fabricadas na Índia e assim certificarem que as mesmas atendem às exigências do mercado brasileiro e latino. Outra parceria poderá se dar por meio de treinamento de pessoal que será realizado através do curso de especialização em Peque-nas Centrais Hidrelétricas que já é realizado pela UNIFEI/Fupai.

Translation: Adriana Candal

Last January, CERPCH (National Reference Center for Small Hydropow-er Plants) located at the Federal Uni-versity of Itajubá (UNIFEI) received the visit of a consultant from the multinational B. Fouress Group Com-pany, Electric Engineer, Mr. Cristhian Escobar. Mr. Escobar first greeted by CERPCH’s executive secretary and professor of the Institute if Natural Resources of UNIFEI, Professor Ger-aldo Lúcio Tiago Filho, who showed him the facilities of the institute and the Hydro-mechanical Laboratory for Small Hydropower Plants (LHPCH).

Mr. Escobar said that he was impressed by the infrastructure of the laboratory installed at the university and stated that the researchers developed in Brazil are greatly respected by international institutions. That is the reason why he came personally to get familiarized with the work that has been developed here. Mr. Escobar and Professor Tiago Filho discussed the possibility of developing joint researchers including UNIFEI and other institutions of Latin America in order to test machines manufactured in India in order to certify that they meet the demands of the Brazilian and Latin America markets. Another partnership might happen through the training of personnel that will be carried out through the specialization course on Small Hydropower Plants, which is already given by UNIFEI/Fupai.

engenheiro eletricista cristhian escobar e o prof. Tiago Filho durante visita à Universidade.

Electric Engineer Cristhian Escobar and prof. Tiago Filho during the visit to the university.

CURTAS

62

Adr

iana

Bar

bosa

NEWS

63

64

CURTAS

Workshop discute regulamentação do cadastro socioeconômico

Por: Camila Galhardo

Em 09 de fevereiro, cerca de 70

agentes do setor elétrico, meio ambiente e áreas afi ns se reuniram para

discutir a regulamentação do decreto 7342 de outubro de 2010. A iniciativa foi fruto de uma parceria

do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE) com o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Confederação Nacional das Indústrias (CNI).

Estiveram reunidos no evento representantes do MME, Minis-tério de Meio Ambiente, Desenvolvimento Agrário e Pesca e Agri-cultura, bem como Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), empresas do Grupo Eletrobrás, associações e empreendedores.

Durante o evento, a coordenadora do núcleo estratégico de gestão socioambiental do MME, Marcia Camargo, apresentou a minuta de portaria interministerial que regulamentará o decreto. Camargo salientou que iniciativas de interlocução como estas são importante para convergir os interesses dos principais atores do setor.

A motivação do decreto surgiu no período entre 2003 a 2007 quando foram defl agrados vários confl itos entre população do en-torno de reservatórios, movimentos sociais e empreendedores, que motivaram estudos que pautaram a elaboração das diretrizes do decreto.

Para Camargo, existem questões problemáticas no que re-fere à internalização de ações mitigadoras por parte de agentes locais e muitas vezes potencializados pela falta de publicidade e registro das atividades desenvolvidas junto à comunidade pelo empreendedor. E afi rma que “A falta de registro das ações jun-to à sociedade civil deixa o empreendedor vulnerável a novas exigências”.

O interesse da normatização de regras para identifi cação

e registro dos atingidos é que as populações possam ca-racterizar esses empreendimentos como processos econômicos produtivos de interesse do país, mas que também tenham uma sinergia junto às populações locais, ponderou Camargo.

Ainda nesse sentido, o MME não vê o cadastro como uma ação isolada, outros estudos estão em desenvolvimento como a criação de políticas para evitar a internalização local das medidas de compensação fi nanceira, que no ponto de vista da Coordena-dora do NESA, é outro ponto vulnerável da política atual.

O conceito "de atingido" foi alvo de discussão durante o evento. É um conceito que primordialmente considera o impacto negativo do empreendimento, desconsiderando os benefícios ori-undos do mesmo. Dentro dessa articulação, na visão do MME, é preciso defi nir normas e regras para dimensionar os reais impac-tos, garantindo os direitos da população e do empreendedor.

Num segundo momento, a Assessora Jurídica do Fmase fez uma exposição das contribuições dos membros do fórum que bus-caram mitigar dúvidas sobre o conteúdo da minuta e sugestões de alteração para a redução do grau de judicialização dos processos.

Os principais aspectos levantados pelo Fmase foram: o critério de cadastro ratifi cando que se trata de um levantamento socio-econômico e não imobiliário, prazo de validade, critérios de revisão e custos para realização do cadastro, bem como a capacitação da equipe cadastradora, nível de envolvimento da ANEEL na defi nição dos responsáveis por indenização, inclusão de prazos e procedimen-tos para a interação do desenvolvedor com o comitê interministerial. Além de uma melhor defi nição quanto aos danos culturais, fator que historicamente tem gerado um grau elevado de judicialização.

Ao fi m do evento, foram coletados os resultados dos gru-pos de trabalho que serão formalizados em documento ofi cial do setor a ser entregue ao comitê interministerial que ainda irá fazer uma oitiva com outros segmentos interessados na construção do conteúdo da minuta da portaria.

Ministério de Minas e Energia (MME) e a Confederação Nacional O conceito "de atingido" foi alvo de discussão durante o

Em 09 de fevereiro, cerca de 70

agentes do setor elétrico, meio ambiente e áreas afi ns se reuniram para

discutir a regulamentação do decreto 7342 de outubro de 2010. A iniciativa foi fruto de uma parceria

do Fórum de Meio Ambiente do Setor Elétrico (FMASE) com o Ministério de Minas e Energia (MME) e a Confederação Nacional

O interesse da normatização de regras para identifi cação

e registro dos atingidos é que as populações possam ca-racterizar esses empreendimentos como processos econômicos produtivos de interesse do país, mas que também tenham uma sinergia junto às populações locais, ponderou Camargo.

Ainda nesse sentido, o MME não vê o cadastro como uma ação isolada, outros estudos estão em desenvolvimento como a criação de políticas para evitar a internalização local das medidas de compensação fi nanceira, que no ponto de vista da Coordena-dora do NESA, é outro ponto vulnerável da política atual.

O conceito "de atingido" foi alvo de discussão durante o

Workshop realizado em Brasília pelo Fórum de meio ambiente do setor elétrico.

Workshop held in Brasília

NEWS

Workshop deals with regulation of socio-economic registration

Translation: Adriana Candal

On February 9th, about 70 agents of the electric sector, environment and other areas got together o talk about the regulation of Decree 7342 of October 2010. The initiative came from a partnership of the Electric Sector Environment Forum (FMASE) with the Ministry of Mines and Energy (MME) and the National Confederation of Industries.(CNI).

Representatives of the MME, Ministry of Environment, Ministry of Agrarian Development, Ministry of Agriculture, Livestock and Supply, representatives from ANEEL (National Agency for Electric Energy, companies of Grupo Eletrobrás, Associations and entrepreneurs were present at the meeting.

During the event the coordinator of the socio-environmental management strategic department of the MME, Ms. Marcia Camargo, presented the draft of an inter-ministerial ordinance that will regulate the decree. Ms. Camargo highlighted that initiatives of debates like that one are important to focus on the main parties interested in the theme.

The motivation for the decree appeared between 2003 and 2007 when several confl icts between the population that lived around the reservoirs, social movements and entrepreneurs started to happen, which encouraged studies that guided the elaboration of the decree guidelines.

According to Ms. Camargo there are problematic issues in relation to the internalization of mitigating actions by the local

agents and many times they are potentiated by the lack of communication from the entrepreneur to the community

and registration of the activities that are being carried out. She says: “The lack of

registration of the actions leaves the entrepreneur vulnerable

to new demands”.

“The interest in the normatization of the rules for the identifi cation and registration of the “affected” is that the populations can characterize these enterprises as productive economic processes that interest the country, but that also have a synergy with the local population”, she continued.

Still in this sense, the MME does not see the registration as an isolated action, other studies are being developed such as the creation of policies to avoid the local internalization of the fi nancial compensating measures, which, according to the NESA coordinator, is another vulnerable spot of today’s policy.

The concept of “affected” was also a target of discussion during the event. It is a concept that primarily considers the negative impact of the enterprise and disregards the benefi ts it can generate. Within this articulation, according to the MME, it is necessary to defi ne norms and rules to dimension the real impacts, ensuring the rights of the population and of the entrepreneur.

Also during the event, the Legal Advisor of FMASE talked about the contribution of the members of the forum, aiming at mitigating doubts about the content of the draft, and the suggestions regarding changes to reduce the legal level of the processes.

The main aspects mentioned by FMASE were: the registration criterion, ratifying that it is a socio-economic data collection, not a real estate one, expiration date, the criteria for the review and the costs to carry out the registration, as well as the qualifi cation of the registration team, the level of involvement of ANEEL in the defi nition of those who will be responsible for the compensations, the inclusion of deadlines and procedures aiming at the interaction of the developer with the inter-ministerial committee. A better defi nition in relation to cultural damages, a factor that has created great amount of legal actions, was also mentioned.

At the end of the event the results of the working groups were collected and they will become a formal and offi cial document of the sector. This document will be forwarded to the inter-ministerial com-

mittee, which will carry out a hearing with other segments that are interested in constructing the content of the

draft of the ordinance.

relation to the internalization of mitigating actions by the local the costs to carry out the registration, as well as the qualifi cation relation to the internalization of mitigating actions by the local agents and many times they are potentiated by the lack of

communication from the entrepreneur to the community and registration of the activities that are being

carried out. She says: “The lack of registration of the actions leaves

the entrepreneur vulnerable to new demands”.

the costs to carry out the registration, as well as the qualifi cation of the registration team, the level of involvement of ANEEL in the defi nition of those who will be responsible for the compensations, the inclusion of deadlines and procedures aiming at the interaction of the developer with the inter-ministerial committee. A better defi nition in relation to cultural damages, a factor that has created great amount of legal actions, was also mentioned.

At the end of the event the results of the working groups were collected and they will become a formal and offi cial document of the sector. This document will be forwarded to the inter-ministerial com-

mittee, which will carry out a hearing with other segments that are interested in constructing the content of the

draft of the ordinance.

Foto

s: C

amila

Gal

hard

o

65

66

OPINIÃO

Tendências tecnológicas para PCHs “verdes”

Por: Decio Michellis Jr.*

As PCHs certamente desempe- nharão um papel importante na nova economia verde e na segu-rança energética. Isto significa bus-car soluções para os desafios diários de adequação à legislação ambien-tal e de inovação e ainda garantir a competitividade (em preço, dis-ponibilidade de volume e prazo nos contratos) e a rentabilidade dos em-preendimentos existentes e futuros.

Uma PCH sustentável não se restringe aos novos aproveitamen-tos, mas engloba também reformas,

adaptações e mudanças nas já existentes, que garantam maior qualidade de vida para as gerações atual e futura.

Trata-se de reunir, rever e ampliar conceitos e fatores tão di-versos como: especificações de qualidade arquitetônica funcional e técnica (integração com a paisagem e com a fauna aquática, segurança, salubridade, conforto térmico, acústico, visual, etc.). Inclui harmonizar e integrar o desenvolvimento humano no que concerne à relação entre fornecedores, executores, funcionários, sociedade e usuários com o meio em que nos encontramos.

Considerando preço e qualidade, é uma fuga da obsolescência através da mudança para padrões mais sustentáveis de geração e consumo de energia elétrica.

Como então transformar estes conceitos em ações práticas? De forma reducionista significa ter suas instalações, proces-

sos construtivos, operações, comprar equipamentos, produtos e serviços “verdes” (que reduzem o impacto no meio ambiente e na saúde das pessoas quando comparados com os produtos e serviços similares utilizados para a mesma finalidade) de for-necedores “verdes”.

Fonte potencial de vantagem competitiva pode minimizar ris-cos, maximizar o apelo junto a todas as partes envolvidas com a geração e consumo de energia elétrica e seu consequente aumen-to de demanda por tecnologias limpas e com melhor aproveita-mento dos recursos naturais (renováveis ou não).

Veja alguns passos e tendências tecnológicas para iniciar pau-latinamente o “esverdeamento” de PCHs:

Identifique continuidades, sobreposições e diferenças entre os • conceitos de projeto tradicional e as inovações tecnológicas; Desenvolva uma auditoria geral em termos de equipamentos, • procedimentos operativos, eficiência energética, frota, arma-zenagem, reciclagem, treinamento e etc.;Intensifique os 4R's: reduza, re-use, recicle e repare;• Avalie a coleta, transporte, destinação e tratamento dos re-• síduos da construção civil e demais consumíveis durante a operação; Considere a reciclagem de lixo tecnológico (lixo eletrônico ou, • ainda, e-lixo): baterias, computadores, componentes de co-mando e controle, etc.;Avalie sua pegada ecológica (emissão de gases de efeito es-• tufa, pegada hídrica, impactos sociais, impactos sobre a eco-nomia dos ecossistemas e da biodiversidade);Adicione equipamentos, produtos e serviços “verdes” (ecoefi-• cientes, de alta eficiência energética, biodegradabilidade, reci-clagem, etc.) desde que técnica e economicamente viáveis;

Considere o acesso a novas, competitivas e sustentáveis tec-• nologias, equipamentos (turbinas amigáveis aos peixes, lar-vas e a deriva de ovos), materiais construtivos (biomateriais, biopolímeros, óleo vegetal isolante, tintas ecológicas, etc.), bens de consumo e embalagens;Idem para materiais e componentes da construção civil que • possuam critérios de sustentabilidade incorporados ao ciclo de vida do produto;Priorize madeiras certificadas de reflorestamento ou nativas • de origem comprovadamente legal;Divida a responsabilidade com os fornecedores em toda a ca-• deia de suprimento “verde”; e,Pondere sistemicamente os riscos e oportunidades, desenvol-• va um projeto “verde” e ofereça aos segmentos do mercado livre de energia que dão valor a ele.A existência de tecnologias “verdes” disponíveis no mercado

não significa necessariamente a possibilidade de aplicação e am-pla utilização das mesmas: é preciso realizar estudo de viabili-dade técnica e econômica para verificação da realidade e ade-quação ao leque de tecnologias disponível.

Ambientes e mercados em que concorrentes operam em nível abaixo do padrão de sustentabilidade mínima requerida ou mercados contaminados pela concorrência desleal, não perma-necerão para sempre.

Para autoprodutores de energia através de PCHs “verdes”, o benefício maior é inserir um componente sustentável aos produ-tos, necessário para uma maior competitividade nas exporta-ções (UE e EUA consideram restringir a importação de produtos que são fabricados sem levar em conta a redução das emis-sões dos gases de efeito estufa). Além de garantir receitas não operacionais com a venda de créditos de carbono no mercado internacional.

Ser “verde” se tornou valor esperado em vez de valor agre-gado. PCH que não se tornar “verde” (perda de sustentabilidade) pode ficar no “vermelho” (perda de competitividade).

Fonte alternativa renovável incentivada...

PCH

competitiva e rentável...

PCH socio-

ambientalmente eficiente

PCH socio-

ambientalmente

relevante

PCH

sustentável

(*) Diretor de energia do Departamento de Infraestrutura da FIESP - Federação das Indústrias do Estado de São Paulo e assessor especial de meio ambiente da Vice-presidência Corporativa de Distribuição da Rede Energia.

CER

PCH

67

SHP Technological Trends – “Greens”

Translation: Adriana Candal

Small Hydropower Plants (SHPs) will certainly perform an important role within the new green economy and in energy safety. This means to look for solution for the daily challenges regarding the adjustment to the environmental legislation and the innovation to assure their competitiveness (in terms of price, volume availability and contracts) and the profitability of the existing and future enterprises.

A sustainable SHP is not restrained to new potentials, but it also encompasses refurbishments, adjustments and changes in the ones that already exist in order to assure a greater quality of life for our generation and the generations to come.

It is about meeting, review and widen concepts and factors that are totally diverse such as functional and technical architecture quality specifications (integration with landscape and with water fauna, safety, salubrity, thermal, acoustic and visual comfort, etc.). It includes harmonizing and integrating human development regarding the relation between suppliers, executors, employees, society and users with the environment we are in.

Considering price and quality, this is a escape from obsolescence through a change to more sustainable electric power generation and consumption standards.

How to transform these concepts into practical actions? In a simplistic way it means to have your own installations,

constructive processes, operations, purchase “green” equipment products and services (which reduce impacts on the environment and on people’s health when compared with similar products and services used for the same purpose) from “green suppliers”.

As a potential source of competitive advantage they can minimize the risks, maximize the appeal with all the parts involved in electric power generation and consumption and their consequent increase in demand for cleaner technologies with a better use of natural resources (renewable or not).

Here are some technological steps and trends to start the process of making SHPs “greener”:

Identify continuations, overlaps and differences among the • concepts of traditional projects and technological innovations; Develop a general audit in terms of equipment, operating proce-• dures, energy efficiency, fleet, storage, recycling, training, etc.;Intensify the 4Rs: Reduce, Re-use, Recycle and Repair;• Assess the collection, transport, destination and treatment of • the civil work residues and other consuming assets during the operation; Consider recycling technological waste (electronic waste or e-• waste): batteries, controlling and regulating computer com-ponents, etc.; Assess your ecological steps (greenhouse gas emissions, • water steps social impacts, impacts on the economy of the ecosystems and biodiversity); Add “green” equipment, products and services (eco-efficient, • with a high energy efficiency, bio-degradability, recycling, etc.) since they are technically and economically feasible; Consider the access to new, competitive and sustainable te-• chnologies equipment (fish friendly turbines), building mate-rial (bio-materials, bio-polymeters, isulating vegetal oil, eco-logical paints, etc.) assets and packings; The same can be done to civil construction materials and • components that have sustainability criteria incorporated to the life cycle of the product;

Prioritize certified wood from legal reforested or native areas;• Share the responsibility with suppliers along the “green” sup-• plying chain; and Assess the risks and opportunities continuously, develop “gre-• en” projects and offer them to the segments of the free ener-gy market that values them.The existence of “green” technologies in the market does not • mean a possibility of application and their wide use. It is ne-cessary to carry out technical and economic feasibility studies in order to verify the reality and the adjustments to the range of available technologies.Environment and markets where competitors operate at

lower levels of sustainability standards or markets contaminated by disloyal competition will not remain forever.

For “green SHP energy self-producers, the greatest benefit is to insert a sustainable component to the products, necessary for a high competitiveness in exportation activities (the European Union and the United States are considering limiting the importation of products that are manufactured without taking the reduction in the emission of greenhouse gases into account), as well as assuring non-operational income with the sales of carbon credits in the international market.

Being “green” has become expected value instead of aggregat-ed value. The SHP that does not become “green” (loss of sustain-ability) may end up received a “red” (loss of competitiveness).

Incentive-based renewable alternative source

Competitive and profitable SHP

social and environmentally

efficient SHP

social and

environmentally

relevant SHP

SustainableSHP

OPINION

(*) Energy director of the Department of Infrastructure of – Association of Industries of the state of São Paulo and technical assessor of the vice-presidency of engineering and environment of Rede Energia.

AGENDA

68

6969

AGENDA/SCHEDULE

eventos abRil 2011Assessing and Improving Power System Security, Reliability and Performance in Light of Changing Enerdata: 03 a 06 de abril de 2011local: Cigré - Brasilsite: http://www.cigre.org.br/zpublisher/secoes/eventos.asp

a pRoteçÃo e a seletividade em sistemas elétRicos industRiaisdata: 04 a 07 de abril de 2011local: Hotel Best Western Osasco – Osascosite: http://www.engepower.com/index.html

Bloomberg New Energy Finance Summit 2011data: 04 a 06 de abril de 2011local: Nova Yorksite: http://www.newenergyfi nancesummit.com

10° Fórum direito de energia elétricadata: 05 a 06 abril de 2011local: Al. Lorena, 360, Golden Tulip Park Plaza - SPsite: http://www.ibcbrasil.com.br/pt/event/show/id/1407/

compatibilidade eletRomagnética em subestações elétRicasdata: 05 a 07 de abril de 2011local: LACTEC - Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento - Curitibasite: http://www.qemc.com.br/calendario.htm

IV Encontro de Esri para Energiadata: 12 a 13 de abril de 2011local: Bourbon Convention Ibirapuera - São Paulo-SPsite: www.img.com.br/utilities/energia2011

Renewable Energy Forum 2011data: 12 a 13 de abril de 2011local: Hotel Blue Tree Premium, Fortaleza, CEsite: www.informagroup.com.br

Capacitarh - Fórum de Capacitação, Gestão de Pessoas e Estratégias Empresariaisdata: 12 a 14 de abril de 2011local: Amcham Business Center - SPsite: www.capacitarh-ibc.com.br

1° congresso brasileiro de co2 na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveisdata: 18 a 20 de abril de 2011local: Hotel Sofi tel - Rio de Janeirosite: http://www.ibp.org.br/divulga_evento/ibp_CO2/progprel_CO2.html

3° ELAEE - Encontro Latino Americano de Enonomia da Energiadata: 18 e 19 de abril de 2011local: Centro de Convenções da Universidade Católica Argentinasite: http://www.elaee2011.org

Legislação Ambiental Aplicada ao setor de Energiadata: 26 a 27 de abril de 2011local: Rua Bela Cintra, 967 - 11º Andar - São Paulo-SPsite: http://www.ibcbrasil.com.br/pt/event/show/id/1403/

Energy Trends Brazil 2011data: 26 a 28 de abril de 2011local: São Paulo - SPsite: http://www.iqpc.com/redhome.aspx?region=home

World Congress of Bioenergydata: 26 a 29 de abril de 2011local: World Expo Center - Dailan - Chinasite: www.bitlifesciences.com/wcbe2011/

Curso de pós-graduação Lato Sensu - MBA em Gestão de Energia e Efi ciência Energéticadata: Abril de 2011local: Centro Universitário Fundação Santo André - Santo Andrésite: http://www.fsa.br/pos/MBA_gestaodeenergia.asp

eventos maio 2011International Biomass Conference e Expodata: 02 a 05 de maio de 2011local: America's Center - St. Louis - Missourisite: http://se.biomassconference.com

FEI - Fire Engineering Indiadata: 05 a 07 de maio de 2011local: New Delhi - Índiasite: http://www.fi reengineering-india.com

eRacsdata: 11 a 13 de maio de 2011local: Centro de Eventos da PUCRS, em Porto Alegre-RSsite: http://www.eracs.org.br/

VI Congresso Rio Automação 2011data: 16 a 17 de maio de 2011local: Rio de Janeiro - RJsite: http://rotaenergia.wordpress.com/2011/01/21/vi-congresso-rio-automacao/

Metering Central America & Mexico 2011data: 17 a 19 de maio de 2011local: Hotel Camino Real Santa Fé - Méxicosite: http://www.meteringcentralamerica.com/

ASES National Solar Conference - American Solar Energy Societydata: 17 a 21 de maio de 2011local: Raleigh Convention Center - Carolina do Nortesite: http://www.nationalsolarconference.org

SEPEF - XVI Seminário de Planejamento Econômico -Financeiro do setor elétricodata: 23 a 25 de maio de 2011local: Bourbon Convention Ibirapuera - São Paulosite: http://www.funcoge.com.br/

brigth green citiesdata: 31 de maio a 03 de junho de 2011local: Sede do BNDES (abertura) e sede da Firjan - Rio de Janeirosite: http://www.brightgreencities.com/

iii mostra de soluções sustentáveisdata: 31 de maio a 2 de junho de 2011local: Golden Class – Campo Grande, MSsite: www.capital.ms.gov.br/meioambiente

eventos Junho 2011

Renewable Energy World Europe - Conference & Exhibitiondata: 07 a 09 de junho de 2011local: Milan Italysite: http://www.renewableenergyworld-europe.com

34ª Conferência Internacional – IAEEdata: 19 a 23 de junho de 2011local: Stockholmsite: www.iaee.org

7ª Edição Redes Subterrâneas de Energia Elétricadata: 20 a 22 de junho de 2011local: Rua Frei Caneca, 569 - Bela Vista - São Paulo-SPsite: http://www.rpmbrasil.com.br/eventos.aspx

Mini Hidro Chile - EXPO APEMEC 2011data: 20 a 21 de junholocal: Centro de eventos y convenciones Riesco - Santiagosite: www.apemec.cl

34th iahR world congressdata: 26 de junho a 01 de julho de 2011local: Brisbane, Australiasite: www.iahr2011.org

27° Annual International FEW - Fuel Ethanol Workshop & Expodata: 27 a 30 de junho de 2011local: Indianapolis - INsite: http://www.fuelethanolworkshop.com/ema/DisplayPage

eventos Julho 2011

HydroVision Internationaldata: 19 a 22 de Julho de 2011local: Sacramento Convention Center - Sacramento, CA - USAsite: www.hydroevent.com

IX Conferência Brasileira sobre Qualidade da Energia Elétricadata: 31 de julho a 03 de agosto de 2011local: Centro de Eventos do Pantanal - Cuiabá-MTsite: www.ufmt.br/cbqee2011

eventos agosto 2011

VII Conferência de Pequenas e Grandes Centrais Hidrelétricasdata: 03 e 04 de agosto de 2011local: Centro de Convenções do Novotel Center Norte

Av. Zaki Narchi - 500 – São Paulo-SPsite: http://www.conferenciadepch.com.br/inscricoes.php