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Universidade Federal de Itajubá
Instituto de Recursos Naturais
ENGENHARIA HÍDRICA
ESTUDO TÉCNICO-ECONÔMICO SOBRE A REDUÇÃO DA GARANTIA FÍSICA DA
CENTRAL GERADORA HIDRELÉTRICA DE CAVERNOSO
Bruna Tayla Cabral de Vasconcellos
Itajubá - MG
Novembro / 2015
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ESTUDO TÉCNICO-ECONÔMICO SOBRE A REDUÇÃO DA GARANTIA FÍSICA DA CENTRAL GERADORA HIDRELÉTRICA DE CAVERNOSO
Bruna Tayla Cabral de Vasconcellos
Monografia submetida à banca examinadora do Trabalho Final de Graduação apresentado à Universidade Federal de Itajubá, como parte dos requisitos para a obtenção do título de Engenheira Hídrico.
Orientador: Prof. Dr. Oswaldo Honorato de Souza Junior
Itajubá - MG Novembro / 2015
3
4
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho à minha família, a
meu pai Mario, a minha mãe Márcia e a
meus irmãos Giullia e Neto, meus avós
Mario e Sissa, aos meus tios Patricia,
Julio, Marcos e Lucia que sempre
acreditaram em mim, aos meus amigos
da Engenharia Hídrica, aos que conheci
no intercâmbio, a minha amiga da
mecânica Susi, a todas as amigas que
passaram pela minha República e ao
meu querido Lucas.
5
AGRADECIMENTOS
Agradeço a toda a minha família que sempre me apoiou e acreditou no
meu sucesso.
Agradeço ao professor Dr. Oswaldo Honorato de Souza Junior pela
orientação e por dedicar o seu tempo na elaboração e conclusão deste
trabalho.
Agradeço a Susiane e ao Lucas que me apoiaram e torceram por mim.
Aproveito também, para agradecer ao Igor que compartilhou comigo os
desesperos dessa etapa.
Por fim, meu muito abrigado a todos os meus amigos e colegas que,
direta ou indiretamente, ajudaram durante toda a minha graduação.
6
RESUMO
VASCONCELLOS, B. T. C. Estudo Técnico-Econômico sobre a Redução da Garantia Física da Central Geradora Hidrelétrica de Cavernoso I. 2015. Trabalho Final de Graduação (Engenharia Hídrica). Universidade Federal de Itajubá. Itajubá, 2015.
O trabalho apresenta uma avaliação técnica e econômica sobre a redução da Garantia Física da Central Geradora Hidrelétrica Cavernoso - PR. , localizada na margem direita do rio Cavernoso na cidade de Virmond. Essa usina possui uma potência instalada de 1,3 MW e energia garantida de 0,9 MWmédios. Seu grupo gerador é composto por uma máquina auxiliar com rotor Francis convencional de 450 kW de potência (Unidade I), e uma Francis de rotor gêmeo de 850 kW de potência (Unidade II). Essa segunda máquina se encontra subutilizada devido às mudanças hidrológicas decorrentes da construção a montante da PCH de Caverno II em 2013. Essa nova central fez com que a vazão disponível para Cavernoso I ficasse limitada a sua vazão ecológica de 1,7 m3/s. Essa vazão permite somente o funcionamento parcial da Unidade I, restando a Unidade II funcionar apenas em épocas de grande vazão onde ocorre o vertimento na barragem de Cavernoso II. Essa condição levantou a possibilidade de realocar a unidade II em outra Central de modo a melhor aproveitar o seu rendimento. Essa opção de realocação se mostrou atrativa, de modo que, recomenda-se a sua aplicação o mais rápido possível ou, no mais tardar, após a reativação da PCH Cavernoso II. Palavras-chave: Central Geradora Hidrelétrica. Garantia Física de Energia. Mercado de Energia.
7
LISTA DE FIGURAS
Figura 1:Grupo gerador I com turbina Francis convencional. ........................... 18
Figura 2: Grupo gerador II com turbina Francis gêmea. ................................... 18
Figura 3: Vista aérea PCH Cavernoso I e II. .................................................... 20
Figura 4: Evolução histórica da utilização do rio Cavernoso. ........................... 21
Figura 5: Esquema de sistema hidrodinâmico.................................................. 34
Figura 6: VF acumulada partir da série uniforme R .......................................... 53
Figura 7: Valor atual da série uniforme R ......................................................... 53
Figura 8: Série gradiente de pagamentos ........................................................ 54
Figura 9: Localização do posto base. ............................................................... 60
Figura 10: Localização dos postos. .................................................................. 62
Figura 11: Fluxograma da simulação do funcionamento conjunto das duas
centrais. ............................................................................................................ 72
8
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1: Regressão linear entre postos fluviométricos. ................................. 38
Gráfico 2: Curva de Permanência de Vazões .................................................. 39
Gráfico 3: Delimitação da área sob a curva de permanência equivalente a
vazão média turbinada pela central. ................................................................. 50
Gráfico 4: Regressão linear do posto base com P1. ........................................ 63
Gráfico 5: Regressão linear do posto base com P2. ........................................ 63
Gráfico 6: Regressão linear do posto base com P3. ........................................ 63
Gráfico 7: Regressão linear do posto base com P4. ........................................ 64
Gráfico 8: Regressão linear do posto base com P5. ........................................ 64
Gráfico 9: Regressão linear do posto base com P6. ........................................ 64
Gráfico 10: Regressão linear do posto base com P7. ...................................... 65
Gráfico 11: Fluviograma de vazão mensais para o local do aproveitamento. .. 66
Gráfico 12: Curva de Permanência de Vazões. ............................................... 67
Gráfico 13: Hidrograma afluente do dia 08 de Junho de 2014. ........................ 68
Gráfico 14: Vazões Extremas ........................................................................... 70
Gráfico 15: Hidrograma de funcionamento da CGH Cavernoso em conjunto
com a PCH Cavernoso II. ................................................................................. 71
Gráfico 16: Hidrograma de Vazões Turbinadas Diárias das Usinas de
Cavernoso e Cavernoso II. ............................................................................... 74
Gráfico 17: Hidrograma de vazões médias mensais para a nova condição da
CGH Cavernoso. .............................................................................................. 75
Gráfico 18: Hidrograma de vazões médias anuais para a CGH Cavernoso antes
e depois da simulação. ..................................................................................... 75
Gráfico 19: Simulação da queda da Garantia Física baseando-se na série
histórica de dados e na legislação. .................................................................. 81
Gráfico 20: Fluxo de caixa para o Cenário I. .................................................... 86
Gráfico 21: Fluxo de caixa para o Cenário II. ................................................... 86
Gráfico 22: Fluxo de caixa para o Cenário III.a. ............................................... 87
Gráfico 23: Fluxo de caixa para o Cenário III.b. ............................................... 87
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Dados de placa e informações gerais da unidade I da PCH
Cavernoso I. ..................................................................................................... 19
Tabela 2: Dados de placa e informações gerais da unidade II da PCH
Cavernoso I. ..................................................................................................... 19
Tabela 3: Características de capacidade instalada, garantia física, geração e
concessão das usinas. ..................................................................................... 22
Tabela 4: Dados do posto base. ....................................................................... 61
Tabela 5: Dados dos postos utilizados no estudo de complementação de
vazões. ............................................................................................................. 62
Tabela 6: Curva de Permanência de Vazões. .................................................. 67
Tabela 7: Vazões Características ..................................................................... 68
Tabela 8: Vazãos Extremas ............................................................................. 69
Tabela 9: Índices de TEIF e IP referentes ao PMO de Maio de 2014. ............. 76
Tabela 10: Cenário Inicial - Garantia Física da CGH Cavernoso para a condição
anterior a operação da PCH Cavernoso II....................................................... 77
Tabela 11: Resumo de Cenários. ..................................................................... 78
Tabela 12: Cenário I - Garantia Física para a CGH Cavernoso considerando a
Revisão Extraordinária e com valores de referência de TEIF e IP segundo o
MME. ................................................................................................................ 79
Tabela 13: Cenário II - Garantia Física para a CGH Cavernoso considerando a
Revisão Extraordinária e os valores observados de TEIF e IP. ....................... 79
Tabela 14: Cenário III - Garantia Física da CGH Cavernoso considerando que
somente a unidade I está operando. ................................................................ 80
Tabela 15: Energia firme e fator de capacidade para cada cenário. ................ 82
Tabela 16: Receita anual para cada cenário. ................................................... 83
Tabela 17: Estimativa do orçamento para a implantação da Unidade II da CGH
Cavernoso na CGH Pitangui. ........................................................................... 85
Tabela 18: VPL para cada cenário. .................................................................. 88
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LISTA DE SIGLAS
ABRADDE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
ACL Ambiente de Contratação Livre
ACR Ambiente de Contratação Regulada
ANA Agência nacional de Águas
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
AP Autoprodutores
CAPES Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível
Superior
CCEAR Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no
Ambiente Regulado
CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
CGH Central Geradora Hidrelétrica
CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico
CNPE Conselho Nacional de Política Energética
CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
CMO Custo Marginal de Operação
COPEL Companhia Paranaense de Energia
DENC Superintendência de Planejamento da Expansão, Engenharia
e Construção da Geração
EPE Empresa de Pesquisa Energética
11
MME Ministério de Minas e Energia
MRE Mecanismo de Realocação de Energia
NBR Norma Brasileira
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
PCH Pequena Centra Hidrelétrica
PIE Produtores Independentes de Energia Elétrica
PLD Preço de Liquidação das Diferenças
PROCEL Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica
REP Receita Anual Permitida
SELIC Sistema Especial de Liquidação e de Custódia
SIN Sistema Interligado Nacional
SUDERHSA Superintendência de Desenvolvimento de Recursos
Hídricos e Saneamento Ambiental
UHE Usina Hidroelétrica
UNIFEI Universidade Federal de Itajubá
VR Valor Anual de Referência
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LISTA DE ABREVIATURAS
Ad Área de drenagem, km2
C0 Custo original do ativo, R$
𝐶𝑛 Valor contábil, R$
dp Desvio padrão
D Diâmetro interno do conduto forçado, m
Emédia Energia média gerada, MWmédio
Eanual Energia total gerada anualmente, MWh/ano
fc Fator de capacidade
𝐹𝐶𝑡 Fluxo de caixa no t-ésimo período
GFE Garantia física de energia, MWmédio
H Queda líquida, m.c.a.
Hb Queda bruta, m
HIFi Horas indisponíveis forçadas da unidade i, h/ano
HIPi Horas indisponíveis programadas da unidade i, h/ano
HP Horas de análise de funcionamento de uma unidade, h/ano
HP′ Horas de análise descontando indisponibilidade programada,
h/ano
i Taxa anual de juros, %
iaa Taxa de juros anual, %
im Taxa de juros mensal, %
IP Indisponibilidade Programada, %
L Comprimento do conduto, m
m Quantidade de meses do histórico de vazões
n Vida útil do empreendimento, anos
𝑁 Vida contábil, anos
nm Número de máquinas do empreendimento
nn Rotação nominal do gerador, rpm
nqA Rotação específica da turbina
NAminCF Cota altimétrica do nível d’água mínimo no canal de fuga, m
NJ Nível de jusante, m
13
NM Nível de montante, m
ρ Massa específica da água, kg/m3
Perdascon Perdas elétricas entre a central o ponto de conexão, %
Poti Potência da unidade geradora i, MW
𝑃𝐴 Potência elétrica ativa nominal do gerador, MW
Pb Potência bruta, MW
Pe Potência de eixo, MW
Pinst Potência instalada, MW
Q Vazão, m3/s
Q7,10 Vazão de estiagem com 10 anos de recorrência, m3/s
Qc Vazão de uso consuntivo pela central, m3/s
Qex Vazão extrema, m3/s
Qi Vazão média do mês i, m3/s
Qmlt Vazão média de longo termo, m3/s
Qp Vazão de projeto, m3/s
Qr Vazão remanescente, m3/s
𝑅 Valor residual contábil, R$
𝑇 Taxa percentual anual de depreciação, %
T𝑅 Tempo de retorno de uma vazão extrema, anos
TEIF Taxa equivalente de indisponibilidade forçada, %
TIR Taxa interna de retorno, %
VF Valor Futuro, R$
VPL Valor presente líquido, R$
VP Valor Presente, R$
∆hTotal Perdas hidráulicas totais, m.c.a.
∆t Intervalo de tempo de discretização da curva de permanência
ηel Rendimento do gerador, %
ηsa Rendimento do circuito hidráulico de admissão, %
ηt Rendimentos da turbina, %
ηtg Rendimento do conjunto turbina-gerador, %
14
SUMÁRIO
1. Introdução .................................................................................................. 16
1.1. Objetivos ............................................................................................. 17
1.1.1. Objetivo Global ............................................................................. 17
1.1.2. Objetivos Específicos ................................................................... 17
1.2. Caracterização da usina ...................................................................... 17
1.3. Metodologia ......................................................................................... 23
1.1. Justificativa .......................................................................................... 24
2. Fundamentação Teórica ............................................................................ 26
2.1. Aspectos Legislativos .......................................................................... 26
2.1.1. O Setor Elétrico Brasileiro ............................................................ 26
2.1.2. O Mercado de Energia Elétrica ..................................................... 29
2.1.3. Legislação Pertinente a CGHs ..................................................... 32
2.2. Aspectos Técnicos .............................................................................. 34
2.2.1. Potência Hidráulica ....................................................................... 34
2.2.2. Estudos Hidroenergéticos ............................................................. 36
2.2.3. Estudos Topográficos ................................................................... 41
2.2.4. Turbinas ........................................................................................ 41
2.2.5. Garantia Física ............................................................................. 43
2.2.6. Energia Garantida ......................................................................... 49
2.2.7. Fator de Capacidade .................................................................... 51
2.3. Aspectos Econômicos ......................................................................... 52
2.3.1. Aspectos básicos de Engenharia Econômica ............................... 52
2.3.2. Depreciação.................................................................................. 55
2.3.3. Análise de Alternativas de Investimento ....................................... 58
3. Desenvolvimento e Resultados ................................................................. 60
3.1. Estudos Hidroenergéticos ................................................................... 60
3.1.1. Complementação da série hidrológica .......................................... 61
3.1.2. Curva de Permanência ................................................................. 66
15
3.1.3. Vazões Extremas .......................................................................... 68
3.2. Simulação do Funcionamento entre a PCH Cavernoso II e CGH
Cavernoso ..................................................................................................... 70
3.3. Avaliação da Garantia Física .............................................................. 76
3.4. Avaliação da Energia Gerada ............................................................. 81
3.5. Avaliação Econômica .......................................................................... 83
4. Considerações Finais e sugestões ............................................................ 89
Bibliografia........................................................................................................ 91
Apêndice I: ....................................................................................................... 96
16
1. INTRODUÇÃO
Este trabalho realiza uma análise de sensibilidade econômica visando
estabelecer qual seria o período ótimo para retirada ou substituição da unidade
II da CGH Cavernoso. Esta turbina se encontra subutilizada em decorrência da
construção da PCH Cavernoso II a montante da antiga usina de Cavernoso.
Essa nova configuração restringe a vazão que chega a Cavernoso pela vazão
ecológica de 1,7 m3/s e o funcionamento de sua unidade II se dá apenas em
períodos onde ocorre o vertimento da usina de Cavernoso II. Assim, estuda-se
a possibilidade de remover a unidade II dando-lhe uma nova destinação para
onde essa será mais rentável. Contudo, o momento mais adequado para sua
retirada irá depender do comportamento da garantia física.
O conceito de garantia física baseia-se no fato de que a geração em uma
usina hidrelétrica é incerta e varia segundo diversos fatores como hidrológicos
e de indisponibilidade, seja programada ou ocasional, dos componentes da
central. Sendo assim, com a construção da PCH Caverno II a taxa de
indisponibilidade da PCH Cavernoso irá aumentar reduzindo a sua garantia
física até o ponto que não será economicamente vantajoso manter a unidade II.
Este estudo referencia o trabalho de Pedroso (2014), a onde estudou-se a
possibilidade de utilizar a unidade II da CGH Cavernoso no processo de
repotenciação da CGH Pitangui.
Quanto a estruturação da monografia, tem-se que, ainda nesse tópico,
serão apresentados o objetivo global e os objetivos específicos Em seguida
feita uma caracterização da CGH Cavernoso visando estabelecer o cenário de
estudo, para então apresentar a metodologia empregada de forma sucinta e a
justificativa onde também foi feita a revisão da literatura.
O próximo tópico refere-se a fundamentação teórica onde serão abordados
os principais temas que darão base a realização deste trabalho. A
fundamentação foi divida em três grupos: Aspectos Legislativos, Aspectos
Técnicos e Aspectos Econômicos.
O terceiro tópico irá englobar o desenvolvimento e resultado das análises
realizadas. Ele busca seguir a lógica do que foi abordado na Fundamentação
Teórica, sendo assim, se começa com os Estudos Hidroenergéticos e em
17
seguida aborda a simulação da CGH Cavernoso operando juntamente com a
PCH Cavernoso II, a avaliação da garantia física, a avaliação da energia
gerada, avaliação econômica e análise de alternativas.
Por fim, apresentam-se as conclusões e considerações finais.
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. Objetivo Global
Este trabalho apresenta como principal objetivo avaliar o comportamento da
garantia física da CGH Cavernoso após a construção da PCH Cavernoso II.
1.1.2. Objetivos Específicos
Foram definidos os seguintes objetivos específicos desse trabalho:
Simulação da dinâmica de funcionamento entre a PCH Cavernoso II e
CGH Cavernoso por meio da série histórica disponível;
Simulação da queda da garantia física da CGH Cavernoso ao longo do
tempo;
Determinação do montante de energia gerado e do rendimento
financeiro da usina na situação de queda da garantia física;
Determinação do tempo ótimo para retirada ou substituição da unidade
II;
Levantamento das possibilidades de substituição e destinação da
unidade II;
Análise do retorno financeiro.
1.2. CARACTERIZAÇÃO DA USINA
A Usina de Cavernoso I, foco desse estudo, localiza-se no rio Cavernoso,
na bacia do rio Iguaçu. Situa-se especificamente a 52º11’ de longitude e 25º22’
sul de latitude no município de Virmond, a cerca de 250 km de Ponta Grossa.
Essa central foi construída em 1959 com uma potência de 320 kW. Em 1965
18
passou para a COPEL e, atualmente, possui uma potência instalada de 1,30
MW e energia garantida de 0,9 MWmédios decorrentes de dois grupos geradores,
sendo eles uma máquina auxiliar com rotor Francis convencional de potência
igual a 450 kW, denominada unidade I (Figura 1), e uma de maior potência
igual a 850 kW, denominada unidade II (Figura 2).
Figura 1:Grupo gerador I com turbina Francis convencional.
Fonte: Copel, 2014.
Figura 2: Grupo gerador II com turbina Francis gêmea.
Fonte: COPEL, 2014.
19
Os dados de placa da turbina e do gerador de ambas as unidades
geradoras da CGH Cavernoso I, além de outras informações relacionadas aos
condutos destas unidades são apresentados por meio das Tabelas 1 e 2.
Tabela 1: Dados de placa e informações gerais da unidade I da PCH Cavernoso I.
Componente Parâmetro Sigla Valor Unidade
Conduto Forçado Comprimento L 45 M
Diâmetro interno D 1,7 M
Turbina
Vazão Nominal Qp 3,3/3,5 m3/s
Queda Bruta Hb 15,0 M
Queda Líquida H 13,5 M
Potência de eixo Pe 368/430,5 kW
Gerador
Potência Nominal PS 450 kVA
Potência Ativa Nominal PA 450 kW
Fator de potência fp 1 -
Tensão U 2,2 KV
Frequência Nominal f 60 Hz
Rotação Nominal nn 360 rpm
Fonte: COPEL, 2014.
Tabela 2: Dados de placa e informações gerais da unidade II da PCH Cavernoso I.
Componente Parâmetro Sigla Valor Unidade
Conduto Forçado Comprimento L 45 M
Diâmetro interno D 1,7 M
Turbina
Vazão Nominal Qp 7 m3/s
Queda Bruta Hb 15,0 M
Queda Líquida H 14,5 M
Potência de eixo Pe 876 kW
Rendimento (Abertura de 85-87%) ηt 88 %
Gerador
Potência Nominal PS 1000 kVA
Potência Ativa Nominal PA 850 kW
Fator de potência fp 0,85 -
Tensão U 2,3 KV
Frequência Nominal f 60 Hz
Rotação Nominal nn 360 rpm
Rendimento ηel 97 %
Fonte: COPEL, 2014.
20
Em Maio de 2013, entrou em operação a PCH Cavernoso II a montante
de Cavernoso I, essa nova central fez com que a vazão disponível a Cavernoso
I fosse limitada a sua vazão ecológica de 1,7 m3/s, permitindo somente o
funcionamento parcial da unidade I. A máquina maior (unidade II) teve seu
funcionamento restringido a épocas de grande vazão onde ocorre o vertimento
na barragem de Cavernoso II com vazão suficiente para atender a vazão
ecológica e o limite mínimo de operação dessa turbina. Por essa razão, surgiu
a possibilidade do aproveitamento da unidade II dessa central em outra usina
onde seu funcionamento se dará de maneira mais contínua, possibilitando
assim um maior retorno financeiro a empresa (PEDROSO, 2014).
Na Figura 4 é mostrada a evolução histórica do aproveitamento no rio
Cavernoso. Em 2012 já é possível identificar a construção da PCH Cavernoso
II. Na Figura 3 é retratada a atual disposição das centrais com a CGH de
Cavernoso I a jusante da PCH de Cavernoso II.
Figura 3: Vista aérea PCH Cavernoso I e II.
Fonte: PEDROSO, 2014.
21
Figura 4: Evolução histórica da utilização do rio Cavernoso.
Fonte: Google Earth, 2015.
Setembro de 2003
Setembro de 2007
Abril de 2012
Novembro de 2012
22
A PCH de Cavernoso II é um reflexo de um esforço da COPEL em
atender ao crescimento de consumos dos diversos segmentos ao aproveitar o
potencial hidrelétrico do rio Cavernoso. Essa usina possui um potencial de 19
MW e 03 unidades geradoras, a, aproximadamente, 500 metros a montante da
CGH Cavernoso. Essa proximidade entre as centrais garante um menor
impacto ambiental, já que, é possível aproveitar o barramento já implantado no
curso d´água.
A vazão sanitária mantida durante a operação das máquinas
corresponde a 50% da Q7,10 (vazão de estiagem de 7 dias de duração com 10
anos de recorrência) seguindo a portaria nº 06/96 da Superintendência de
Desenvolvimento dos Recursos Hídricos e Saneamento Ambiental –
SUDHERSA.
Na Tabela 3 são apresentadas as características de cada usina segundo
dados da COPEL de 2013.
Tabela 3: Características de capacidade instalada, garantia física, geração e concessão das
usinas.
Usina Capacidade
Instalada (MW) Garantia Física
(MWmed)
Geração Verificada Vencimento
da concessão (GWh) (Mwmed)
PCH Cavernoso II
19 10,56 51,67 5,9 27/02/2046
CGH Cavernoso
1,3 0,96 5,54 0,63 07/01/2031
Fonte: COPEL, 2013.
A usina de Cavernoso II começou a sua operação parcial no começo de
Maio de 2013 e atingiu o seu funcionamento completo em Junho do mesmo
ano. Contudo, em 8 de Junho de 2014 ocorreu uma chuva intensa que levou a
um pico de horário de 3061 m3/s e a uma vazão média diária do rio a 2310 m3/s
superando os valores máximos estipulados no projeto. Como consequência, as
casas de forças de ambas as centrais foram completamente alagadas e
tiveram o seu funcionamento suspenso. A CGH Cavernoso já voltou a operar,
contudo a PCH Cavernoso II ainda está em processo de recuperação. Sendo
23
assim, para a elaboração desse trabalho conta-se com 1 ano de dados de
operação conjunta, os quais serão usados como base para a simulação do
funcionamento de ambas as centrais por meio dos dados históricos
disponíveis, de modo a possibilitar a projeção da queda da garantia física da
CGH Cavernoso no decorrer do tempo.
1.3. METODOLOGIA
A metodologia empregada neste trabalho é apresentada a seguir:
Estudo Hidroenergético: A primeira etapa do estudo hidroenergético
consiste no levantamento de dados hidrológicos por meio de bancos da
Agência Nacional de Águas - ANA de postos fluviométrico próximos ao local do
aproveitamento com obtenção de série histórica de vazões médias diárias e
mensais afluentes a CGH Cavernoso, com complementação de dados faltosos
e transposição de série para o local do aproveitamento. Com esses dados será
feita a Curva de Permanência de vazões diárias, mensais e anuais, além do
estudo de vazões extremas.
Projeção da queda da garantia física: Com a série histórica levantada
é feita uma simulação da dinâmica de funcionamento da PCH Cavernoso II
com a CGH Cavernoso que visa avaliar a mudança na sua garantia física
devido a restrição de vazão afluente a CGH Cavernoso. A simulação será feita
por meio da observação de dados reais de operação de Maio de 2013 a Maio
de 2014.
Análise Econômica: A análise econômica visa estipular o momento
ótimo de retirada ou substituição da unidade II subutilizada. Este momento será
obtido analisando a queda da garantia física e, consequentemente, receita da
CGH Cavernoso ao longo do tempo. Além disso, será considerada a
depreciação da turbina e o seu retorno financeiro caso ela seja destinada a
outra central.
24
1.1. JUSTIFICATIVA
Com a construção da PCH Cavernoso II a garantia física da CGH
Cavernoso a jusante irá regredir, já que as CGHs têm a sua garantia física
estabelecida sobre a média histórica de produção que estará limitada pelo
funcionamento da usina de Cavernoso II.
A garantia física representa o lastro para venda, ou seja, representa o
montante que a usina pode vender mediante contratos de compra de energia
ou potência, sendo assim, com o passar do tempo a receita da CGH
Cavernoso irá reduzir de modo a não ser mais viável manter a unidade II. A sua
instalação em outra central poderá gerar uma receita maior tornando-se
economicamente mais atrativo que mantê-la subutilizada na CGH Cavernoso.
Portanto, torna-se necessário uma análise sob o ponto de vista da redução
dessa garantia física, bem como de alternativas propostas em alguns cenários
de análise, no sentido de otimizar os ganhos de geração para a concessionária
de energia COPEL.
Além disso, a análise sob diversos cenários permite agregar confiabilidade
ao estudo e busca englobar as diferentes possibilidades de modificações que a
metodologia do cálculo da garantia física está na eminência de passar.
Outro aspecto relevante levantado se refere a análise das condições de
operações da unidade I, já que, a restrição da vazão poderá gerar custos ao
favorecer processos de cavitação.
Por fim, este trabalho irá fornecer uma sugestão de realocação da unidade
II, bem como levantar potenciais estudos futuros capazes de otimizar a receita
gerada e operação da CGH Cavernoso.
Para fundamentar ainda mais a importância deste estudo, foi feita um breve
estudo de anterioridade, onde, analisando os principais bancos de artigos e
periódicos no Brasil, encontraram-se os seguintes resultados:
No portal de Periódicos da Capes foram encontrados apenas 6 artigos ao
se utilizar como palavras chaves de busca “Garantia Física” ou “Energia firme”,
desses artigos, apenas 4 tinham relação com o tema abordado nesse trabalho.
No portal Scielo não foi encontrado nenhum trabalho associado a palavra
chave “garantia física” e apenas um trabalho relevante ao se procurar por
“Energia Firme”.
25
Nas últimas 15 edições da Revista HIDRO&HYDRO encontrou-se apenas 1
artigo relacionado, embora não diretamente, com o tema.
Assim, por meio da revisão de literatura, conclui-se que o tema ainda é
pouco abordado e estudos de casos com enforque em garantia física são raros.
A principal discursão que envolve o tema se deve ao Grupo de Trabalho (GT)
criado pela Portaria Nº 376, de 5 de Agosto de 2015. Esse grupo foi instituído
para analisar e propor aprimoramentos necessários à metodologia de cálculo e
revisão de garantia física de energia de Usinas Hidrelétricas não despachadas
centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Sendo
que, o núcleo de pesquisa para revisão da metodologia de cálculo é constituído
por membros do Grupo de Estudos de Energias Renováveis do Instituto de
Recursos Naturais (IRN) da Unifei. Os resultados estão previstos para serem
concluídos até 31 de março de 2016.
26
2. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1. ASPECTOS LEGISLATIVOS
2.1.1. O Setor Elétrico Brasileiro
O setor elétrico brasileiro é estruturado de modo a manter um equilíbrio
institucional entre agentes de governo, agentes privados e públicos. Utilizando
informações da ABRADDE (2015) é feita uma breve descrição dos principais
agentes a seguir.
O Ministério de Minas e Energia (MME) é o órgão responsável pela
condução de políticas energéticas no país, de modo a formular e implementar
as políticas para o setor energético e definir o seu planejamento, segundo as
diretrizes estabelecidas pelo CNPE. Ele irá tratar de casos de desequilíbrios
conjunturais entre oferta e demanda, por meio de ações preventivas para
restauração da segurança de suplemento. O MME tem como empresas
vinculadas a Eletrobrás e a Petrobrás, que são de economia mista, mas
controladas pelo Governo Federal.
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) é presidido pelo
Ministro de Estado de Minas e Energia, sendo o órgão de assessoramento do
Presidente da República para formulação de politicas e diretrizes de energia.
Suas principais funções são: promover o aproveitamento racional dos recursos
energéticos do País; assegurar, em função das características regionais, o
suprimento energético às áreas mais remotas ou de difícil acesso; Estabelecer
diretrizes para programas específicos; rever periodicamente as matrizes
energéticas regionais; Estabelecer diretrizes para importação e exportação.
O Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) é o órgão
responsável por acompanhar o desenvolvimento da geração, transmissão,
distribuição, comercialização, importação e exportação, o abastecimento e o
atendimento da energia elétrica.
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) auxilia no planejamento do
setor energético por meio de pesquisas e estudos nos horizontes de curto,
médio e longo prazo. Ela ainda realiza análises de viabilidade técnico-
27
econômica e socioambiental de usinas que implicará na sua licença ambiental
prévia.
A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) é uma autarquia em
regime especial1, responsável por regular e fiscalizar a transmissão, produção,
distribuição e comercialização da energia elétrica. Visando estabelecer o
equilíbrio econômico e financeiro dos agentes e da indústria, a ANEEL
estabelece as tarifas para os consumidores finais e realiza, direta ou
indiretamente, a promoção de licitações na modalidade de leilão, para a
contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do Sistema
Interligado Nacional.
O Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) é uma empresa de
direito privado, fiscalizada e regulada pela ANEEL, sem fins lucrativos e sob a
forma de associação civil. Ela é responsável por: Definir as condições de
acesso à malha de transmissão em alta-tensão; Atender os requisitos de carga;
otimizar custos e garantir a confiabilidade do sistema; operar, supervisionar e
controlar a geração de energia elétrica no SIN; administrar a rede básica de
transmissão.
A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), assim como
a ONS, é uma associação civil sem fins lucrativos, responsável por: contabilizar
e liquidar financeiramente no mercado de curto prazo de energia; Cálculo e
divulgação do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD); Implantar e divulgar
regras e procedimentos de comercialização; Fazer a gestão de contratos do
Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e do Ambiente de Contratação Livre
(ACL); Manter o registro de dados de energia gerada e de energia consumida;
Realizar leilões de compra e venda de energia no ACR, sob delegação da
ANEEL; Realizar leilões de Energia de Reserva, sob delegação da ANEEL, e
efetuar a liquidação financeira dos montantes contratados nesses leilões;
Apurar infrações que sejam cometidas pelos agentes do mercado e calcular
penalidades; Servir como fórum para a discussão de ideias e políticas para o
1 Nos termos do Decreto-Lei n. 200/67, a autarquia é definida como "o serviço autônomo,
criado por lei, com personalidade jurídica, patrimônio e receita próprios para executar atividades típicas da Administração Pública, que requeiram, para seu melhor funcionamento, gestão administrativa e financeira descentralizada." (art. 5º, I). Sendo que, a autarquia sob regime especial se distingue da autarquia comum apenas por lhe conferir a lei maiores privilégios, de modo a ampliar a sua autonomia e possibilitar o cumprimento adequado de suas finalidades (PEG, 2015).
28
desenvolvimento do mercado, fazendo a interlocução entre os agentes do setor
com as instâncias de formulação de políticas e de regulação.
A Eletrobrás é uma empresa de capital aberto, controlada pelo Governo
Federal, e que atua nas áreas de geração, transmissão e distribuição de
energia elétrica. Na condição de holding 2 , ela controla a maior parte dos
sistemas de geração e transmissão por meio de suas subsidiárias: Chesf,
Furnas, Eletrosul, Eletronorte, CGTEE e Eletronuclear. Além disso, ela controla
o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL), Eletrobrás Participações
S.A. (Eletropar), Amazonas Energia, Distribuição Acre, Distribuição Rondônia,
Distribuição Roraima, Distribuição Piauí e Distribuição Alagoas. A Eletrobrás
ainda dá suporte a programas estratégicos do governo, como o Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), o Programa
Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica (Luz para
Todos) e o Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL).
A empresa também gerencia fundos setoriais como a Conta de Consumo de
Combustíveis (CCC), a Reserva Global de Reversão (RGR) e a Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE).
Os Agentes de Geração podem ser empresas públicas ou privadas
responsáveis pela geração de energia elétrica a partir de fontes hídricas,
térmicas, nucleares, etc. Eles são classificados como:
a) Produtores Independentes de Energia Elétrica (PIE): Agentes individuais
ou reunidos em consórcio que necessitam de permissão, concessão ou
autorização do Poder Concedente para produzir energia elétrica
destinada à comercialização por sua conta e risco.
b) Concessionários de Serviço Público de Geração: Agente titular de
Serviço Público Federal delegado pelo Poder Concedente mediante
licitação, na modalidade de concorrência, à pessoa jurídica ou consórcio
de Empresas para exploração e prestação de serviços públicos de
energia elétrica.
c) Autoprodutores (AP): são Agentes com concessão, permissão ou
autorização para produzir energia elétrica destinada a seu uso exclusivo,
2 Holding é uma empresa criada para participar de outras empresas como sócia ou acionista,
passando a controlar a outra empresa.
29
podendo comercializar eventual excedente de energia, desde que
autorizado pela ANEEL.
Os Agentes de Transmissão são responsáveis por conectar gerados aos
grandes consumidores ou ás empresas de distribuição. No Brasil, há 77
concessionárias que possuem a sua receita fixada pela ANEEL por meio de
processos de revisão e ajustes tarifários. As concessões são disputadas em
leilões públicos coordenadas pela Aneel. O ganhador do leilão é aquele que
garante construir e operar o empreendimento de transmissão (LT ou SE) pela
menor receita anual permitida (REP), ou seja, quem oferecer a menor tarifa.
Os Agentes de Distribuição são empresas, públicas ou privadas, que
possuem uma área de concessão exclusiva, de modo a constituir um
monopólio geográfico. No Brasil, há 63 distribuidoras reguladas pela ANEEL,
que fixa as tarifas de fornecimento aos consumidores cativos, as tarifas de uso
da rede aos geradores e consumidores livres, assim como os indicadores de
qualidade e continuidade do serviço, a partir de processos de revisão e reajuste
tarifários.
Os Agentes de Comercialização são empresas autorizadas ou
permitidas a realizar operações de compra e venda de energia elétrica na
CCEE. Sendo frequentemente intermediários entres as usinas geradoras e
consumidores livres.
2.1.2. O Mercado de Energia Elétrica
O Mercado de energia envolve todos os agentes citados no item
anterior, bem como os consumidores. Os consumidores podem ser
classificados em 3 tipos:
a) Consumidor cativo: Necessita comprar energia elétrica por intermédio da
empresa distribuidora de sua localidade, já que não pode comprar
energia elétrica diretamente. Nesta categoria, estão todos os clientes de
baixa tensão e a maioria dos consumidores de média tensão.
30
b) Consumidor livre: Pode optar por comprar energia diretamente no
chamado mercado livre. Esse consumidor deve ter demanda mínima de
3 MW, em qualquer nível de tensão.
c) Consumidor especial: Pode negociar energia no mercado livre, desde
que a adquira de fontes incentivadas, como biomassa, PCHs e solar.
Para que o consumidor possa ser enquadrado como especial, sua
demanda deve ser igual ou superior a 500 kW.
Todos os consumidores devem ter a totalidade de sua energia
contratada seja por meio dos leilões regulados ou pela livre negociação, ou
seja, são necessários contratos bilaterais de suprimento de energia para
horizontes de curto, médio e longo prazo. No caso dos consumidores cativos,
quem tem a obrigação de contratação de sua energia é a distribuidora local, o
que acaba por efetivar as garantias para o financiamento da expansão do
sistema. Dessa forma, não existe a exposição dos agentes ao risco da não
cobertura contratual.
Contudo, devido às naturezas distintas da geração física efetiva e de sua
comercialização financeira e contábil, existem diferenças entre os montantes
contratados e os efetivamente realizados, já que, os geradores,
comercializadores, importadores e exportadores possuem a venda de seus
montantes ofertados lastreados pela garantia física, fator que independe da
geração real e está associada às condições no longo prazo que cada usina
pode fornecer ao sistema.
O Mercado de curto prazo é onde ocorre a liquidação dessas diferenças
que podem ser aplicada tanto a geradores como consumidores. Assim, todas
as sobras e déficits são liquidados pelo chamado Preço de Liquidação das
Diferenças (PLD). O seu cálculo fica a cargo do CCEE a partir de modelos
matemáticos de otimização. No caso específico das centrais hidrelétricas, o
montante a ser liquidado é referente a energia alocada. Isso garante uma
redução do risco de exposição das hidrelétricas aos preços de curto prazo, já
que, essa energia alocada é resultado do Mecanismo de Realocação de
Energia (MRE), onde os geradores dessa fonte participam de um pool de
realocação de sobra de déficits.
Segundo a CCEE,
31
O MRE abrange as usinas hidrelétricas sujeitas ao despacho
centralizado do ONS. As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs)
podem participar opcionalmente. O MRE realoca contabilmente a
energia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de sua
garantia física para aqueles que geraram abaixo.
O PLD é calculado emulando o Custo Marginal de Operação. Esse custo
é influenciado pelo benefício imediato obtido pelo uso da água e o benefício de
seu armazenamento para uso futuro. A melhor condição é aquela que minimiza
a necessidade de geração térmica no presente e no futuro.
A contratação de energia no mercado pode ser realizada em dois
ambientes distintos: o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e o Ambiente
de Contratação Livre (ACL). No ACR participam as distribuidoras que entram
em leilões para garantir o abastecimento dos consumidores cativos. Os
ganhadores dos leilões são aqueles empreendimentos que, somados, atendam
a demanda de energia das distribuidoras aos menores preços ofertados. A
formalização da compra e venda é feita pelos Contratos de Comercialização de
Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR) e podem ter prazos de
vigência distintos dependendo do leilão. As distribuidoras podem ainda
contratar 10% da sua carga total por meio de outras formas de compra de
energia, como pela Geração Distribuída (GD) de usinas de pequeno porte
conectadas a rede de distribuição ou demais fontes alternativas incentivadas
pelo Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
(PROINFA) (ABRADDE, 2015).
Os Leilões podem ser destinados a contratação de energia proveniente
de empreendimentos novos ou existentes. Quando a usina já opera o leilão é
destinado a atender o ano subsequente ao da contratação, sendo chamado A1.
Para empreendimentos em projeto ou em construção são feitos leilões para
fornecer energia por 3 anos (A3) ou 5 anos (A5). Empreendimentos
hidrelétricos com mais de trinta anos passaram, com a lei 12.783 de 2013, a
comercializar energia com preços regularizados pela ANEEL. Além disso, seus
montantes contratados são distribuídos em regime de cotas nas distribuidoras,
32
sendo assim, essas usinas não participam mais do leilão do ACR (ABRADDE,
2015).
Por fim, há o Ambiente de Contratação Livre (ACL), ou Mercado Livre,
onde a compra de energia é livremente negociada por meio de contratos
bilaterais entre consumidores livres, comercializadores, importadores,
exportadores de energia e geradores.
2.1.3. Legislação Pertinente a CGHs
Até o ano de 2015 a Usina de Cavernoso era considerada uma PCH por
apresentar uma potência instalada de 1,3 MW. Com a lei 13.097 de 2015
usinas com potência instalada inferior a 3 MW passaram a ser consideradas
CGHs e, com isso, independem de concessão ou autorização, porém devem
ser comunicados ao órgão regulador e fiscalizador do poder concedente para
fins de registro.
O marco regulatório que compreende os incentivos existentes, as
condições para contratação da energia produzida e os requisitos mínimos para
a conexão de geração distribuída nas redes pertencentes às distribuidoras são
tratados pela legislação citada abaixo.
O art. 26, §1º da Lei nº 13.097 de 2015, estabeleceu para os
empreendimentos hidrelétricos com potência igual ou inferior a 3.000 kW (três
mil quilowatts) e para aqueles com base em fontes solar, eólica, biomassa e
cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL, cuja potência
injetada nos sistemas de transmissão ou distribuição seja menor ou igual a
30.000 kW (trinta mil quilowatts), a Aneel estipulará percentual de redução não
inferior a 50% (cinquenta por cento) a ser aplicado às tarifas de uso dos
sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no
consumo da energia comercializada pelos aproveitamentos.
Segundo o § 5º do art. 26 da referida Lei, os empreendimentos citados
no parágrafo anterior poderão comercializar energia elétrica com consumidor
ou conjunto de consumidores reunidos por comunhão de interesses de fato ou
de direito, cuja carga seja maior ou igual a 500 kW (quinhentos quilowatts),
observados os prazos de carência constantes dos arts. 15 e 16 da Lei
33
no 9.074, de 7 de julho de 1995, conforme regulamentação da Aneel, podendo
o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração
associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas
disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento)
da energia média que produzirem, sem prejuízo do previsto nos §§ 1o e
2o deste artigo.
O art. 3º da Lei nº 10.438, de 2002, com redação alterada pela Lei nº
10.762, de 11 de novembro de 2003, instituiu o Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia Elétrica - Proinfa, com o objetivo de aumentar a
participação da energia elétrica produzida por empreendimentos com base em
fontes eólica, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa.
A Lei no 10.848, de 15 de março de 2004, determinou que as
distribuidoras pertencentes ao Sistema Interligado Nacional – SIN deverão
garantir o atendimento à totalidade de seu mercado. Para tanto, a energia deve
ser adquirida, dentre outras hipóteses, por meio de leilões promovidos pela
ANEEL, proveniente de usinas novas e existentes, assim como de fontes
alternativas. Adicionalmente, o art. 2º, §8º, permite que a distribuidora adquira
parte da energia de empreendimentos caracterizados como geração
distribuída, observados os limites de contratação e repasse às tarifas dos
consumidores, e também das usinas inseridas no Proinfa.
O art. 34 do Decreto regulamentou o Valor Anual de Referência – VR,
que é limite de repasse para as tarifas dos consumidores finais da energia
adquirida pela distribuidora nas chamadas públicas. A ANEEL publica os
valores anuais do VR, calculados com base nos resultados dos leilões de
energia A-3 e A-5 realizados, ponderando os preços obtidos e os montantes
contratados em cada leilão.
A Resolução Normativa nº 167, de 10 de outubro de 2005, estabelece as
condições para as distribuidoras contratarem energia proveniente de geração
distribuída no sistema interligado nacional – SIN via chamada pública e a forma
de cálculo do limite de contratação anual, que é 10% da carga da distribuidora
verificado no momento da contratação e com base na carga dos 12 meses
anteriores.
A Resolução Normativa nº 390, de 15 de dezembro de 2009, dispõe
sobre os requisitos necessários à outorga de autorização para exploração e
34
alteração da capacidade instalada de usinas termelétricas e de outras fontes
alternativas de energia, os procedimentos para registro de centrais geradoras
com capacidade instalada reduzida.
2.2. ASPECTOS TÉCNICOS
2.2.1. Potência Hidráulica
O potencial hidráulico refere-se a energia cinética e potencial da água
dos rios e lagos concentrada em aproveitamentos hidrelétricos a onde é
transformada em energia mecânica e, finalmente, em energia elétrica
(Schereiber, 1977, p.9).
Segundo Souza et. al. (2009) é possível por meio de uma modelagem
estabelecer um sistema equivalente hidromecânico capaz de transformar a
energia hidráulica em energia elétrica, como esquematizada na Figura 5.
Figura 5: Esquema de sistema hidrodinâmico
Fonte: SOUZA, SANTOS e BORTONI, 2009.
35
A modelagem considera os níveis NM e NJ inalterados e conectados por
um conduto, por onde escoa uma vazão (Q) constante a uma distância vertical
Hb. No conduto é instalado um grupo gerador (GG), composto por uma turbina
hidráulica (TH) e um gerador elétrico (GE) que giram com n (rpm) e são
controlados pelo regulador de velocidade (R).
A potência bruta pode então ser calculada segundo a equação (1),
𝑃𝑏 = 𝜌 ∙ 𝑄 ∙ 𝑔 ∙ 𝐻𝑏 (1)
Onde,
Pb: Potência bruta (Watts)
ρ: Massa específica da água (kg/m3);
Q: Vazão (m3/s);
g: Aceleração da gravidade (m/s2);
Hb: Queda bruta (m).
Devido as perdas decorrentes da ação do atrito hidrodinâmico, nem toda
a energia referente a queda bruta (Hb) é aproveitada. A energia disponível para
mover a turbina é chamada queda útil ou queda disponível (H) dada em m.c.a.
𝐻 = 𝐻𝑏 − ∆ℎ𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 (2)
Portanto, a Potência útil (P), absorvida pela turbina, corresponde a
vazão sob a queda útil,
𝑃 = 𝜌 ∙ 𝑄 ∙ 𝑔 ∙ 𝐻 = 𝜂𝑠𝑎 ∙ 𝑃𝑏 (3)
Onde,
𝜂𝑠𝑎 : Rendimento do circuito hidráulico ou sistema de admissão.
No que se trata de rendimentos, Souza (2009) define que,
36
Os rendimentos máximos possuem, usualmente, o seguinte campo de
variação:
0,97 ≤ 𝜂𝑠𝑎 ≤ 0,999 (4)
Sendo que, quando os sistemas de admissão são compostos de duas
partes, um de baixa e outra de alta pressão, 𝜂𝑠𝑎 é menor. Quando a
casa de máquinas e barragens estão próximas, 𝜂𝑠𝑎 é maior.
A parte de baixa pressão não deve resultar em perdas maiores que
0,02Hb e a de alta pressão, no máximo, 0,02Hb.
2.2.2. Estudos Hidroenergéticos
Os estudos hidroenergéticos são feitos por meio de uma análise
estatística de uma série histórica de dados obtidos de postos fluviométricos.
Assim, quanto maior o número de dados disponíveis menor será o risco
associado à hidrologia, já que, os estudos hidrológicos são desenvolvidos
considerando que o que ocorreu no período tomado como base se repetirá em
períodos iguais no futuro (SOUZA, SANTOS e BORTONI, 2009).
Para este trabalho, a série de dados mais antiga será obtida do banco
de dados online conhecido como Hidroweb, mantido pelo Governo Federal e
atualizado pela Agência Nacional de Água (ANA). Os dados hidrológicos mais
recentes serão obtidos pela própria COPEL que detêm a CGH de Cavernoso.
2.2.2.1. Transposição de Vazões
Por recomendação da Eletrobrás em seu Manual de Diretrizes para
Estudos e Projeto de Pequenas Centrais Hidrelétricas (2000), a transposição
de vazões deve ser feita a partir de uma série de vazões médias mensais
derivadas de uma série histórica de um posto localizado na mesma bacia ou no
mesmo curso d’água da usina. Além disso, a diferença entre áreas deve ser
limitada a 3 ou 4 vezes e as séries históricas devem possuir pelos menos 30
37
anos de registros. A transposição será feita por correlação direta entre as áreas
conforme a equação 5.
𝑄1 =𝐴1
𝐴2∙ 𝑄2 (5)
Onde:
A1: Área de drenagem do local do aproveitamento (km2);
A2: Área de drenagem do posto existente (km2);
Q1: Vazão do local do aproveitamento (m3/s);
Q2: Vazão do posto existente (m3/s).
2.2.2.2. Complementação de Séries de Vazões
Ao se analisar dados diários de postos fluviométricos é comum a
ausência de alguns dados, de modo que seja necessário realizar uma
complementação da série por meio de uma correlação com dados de outro
posto fluviométrico próximo, visando, assim, não invalidar futuros estudos
(SOUZA, SANTOS e BORTONI, 2009).
O gráfico 1 mostra a correlação entre os valores de vazão q1 e q2. Dela
é possível obter os parâmetros a e b por quadrados mínimos (equação 6), os
quais permitem fazer a correlação entre os dados disponíveis no posto
selecionado e os dados faltosos no posto de referência.
38
Gráfico 1: Regressão linear entre postos fluviométricos.
Fonte: Silva, 2012.
𝑞1 = 𝑎 ∙ 𝑞2𝑏 (6)
Onde,
q1: Vazão no posto de referência (m3/s);
q2: Vazão no posto selecionado (m3/s);
a e b: Parâmetros (estimadores).
A análise da qualidade do ajuste da correlação calculada se dará pela
avaliação do coeficiente de determinação – R2 que indica o grau de ajuste
entre a variável dependente (vazão) com a independente (área de drenagem).
De modo que, quanto mais próximo de um for o valor de R2, melhor será o grau
de ajustamento dos pontos à curva definida.
Outro estudo de regressão que pode ser feito é o das vazões médias de
longo termo (Qmlt) dos postos no entorno da usina e suas respectivas áreas de
drenagem. Assim será possível determinar a Qmlt (m3/s) para o local do
aproveitamento em função da área de drenagem deste ponto na bacia.
39
2.2.2.3. Curva de Permanência de vazões
A curva de permanência relaciona a vazão ou nível d’água de um rio
com a sua probabilidade de ocorrerem valores iguais ou superiores, seja com
base valores diários, semanais ou mensais para todo o período da série
histórica disponível, ou ainda, se necessário, para cada mês do ano. A análise
da curva de permanência será importante para estudos de enchimento de
reservatórios, operação da usina e, em alguns casos, para o estudo do desvio
do rio e estudos energéticos, dentre outros (ELETROBRÁS, 2000).
Gráfico 2: Curva de Permanência de Vazões
Fonte: ELETROBRÁS, 2000.
No Gráfico 2 destaca-se a vazão média (Qmédia), a vazão com 50% de
recorrência (Q50) e a vazão com 95% de recorrência (Q95). Esta última vazão é
essencial para o cálculo da energia garantida da central, ou mesmo como
vazão de projeto em locais com baixa disponibilidade de dados hidrológicos.
2.2.2.4. Vazões Extremas
Usando métodos estatísticos são estimadas as vazões máxima e
mínima que poderão ocorrer no futuro em um período preestabelecido. Essas
vazões extremas são essenciais para o dimensionamento de diversas
estruturas da central, servindo também no estudo de vazões para atender
40
requisitos ambientais, questões operacionais e para se determinar o risco do
projeto.
O procedimento para o calculo das vazões estremas varia segundo o
conjunto de dados de entrada a serem analisados (valores máximos ou
mínimos). A Eletrobrás (2000) recomenda a utilização das distribuições dos
tipos Exponencial de dois Parâmetros e Gumbell. Enquanto que, Souza (2009)
também recomenda o emprego da distribuição Log Pearson III. Além disso,
ainda é recomendada a utilização de uma série histórica com um mínimo de
dez anos de dados diários.
2.2.2.5. Vazão Remanescente
A vazão remanescente, ou mínima, no trecho natural do rio a jusante do
barramento é determinada após estudos ambientais, principalmente nas PCHs
ou CGHs que adotem arranjos do tipo derivação, já que há uma redução
substancial do afluxo de água no trecho do rio compreendido entre o canal,
túnel ou conduto e a casa de máquinas. Caso a central seja de desvio deve-se
considerar a manutenção de uma vazão mínima remanescente – Qr (m3/s) no
trecho de leito natural existente a jusante da barragem, até o ponto onde a
vazão desviada para movimentação das turbinas retoma o seu curso natural
(ELETROBRÁS, 2000).
Uma das formas mais recorrentes para determinação da vazão mínima é
considerar a vazão de estiagem de sete dias de duração com 10 anos de
recorrência - Q7,10 (m3/s), sendo esta vazão crítica determinada a partir da
aplicação dos métodos de Gumbell e Log Pearson III para um tempo de retorno
de 10 anos sobre uma série contendo as vazões média de sete dias mínima de
cada ano da série (SOUZA, 2009).
A Superintendência de Desenvolvimento de Recursos Hídricos e
Saneamento Ambiental – SUDERHSA do estado do Paraná, por meio da
portaria no. 06/96 estabelece que:
ARTIGO 1º - Para o uso dos recursos hídricos superficiais a fio
d’água, a vazão outorgada não poderá ser superior a metade da
41
vazão de estiagem de tempo de recorrência de dez anos e duração
de sete dias - Q7,10.
Parágrafo 1º - Em nenhum caso poderá passar a jusante de uma
seção de captação uma vazão inferior a metade da Q7,10.
Portanto, a vazão mínima a ser mantida a jusante do barramento deve
ser correspondente a 50% da vazão Q7,10.
2.2.3. Estudos Topográficos
Oliveira (2012) demonstra que, dependendo da modalidade de
intervenção de repotenciação, deverá ser feita reavaliações topográficas por
meio de levantamentos já existentes ou então deverão ser feitos levantamentos
complementares locais (planaltimétricos e topobatimétricos) tendo como
objetivos: Redefinição ou confirmação da queda bruta disponível no local;
Atualização das referências de nível conforme legislação e normas vigentes;
Atualização da base cartográfica para o desenvolvimento do projeto de
repotenciação; Levantamento da curva cota x área x volume do reservatório
caso esta informação não exista e haja necessidade de alteamento da
barragem para aumento do nível d’água de montante; Levantamento do perfil
do rio no trecho de interesse; Alocação das novas estruturas;Locação dos
furos de sondagem para subsidiar o projeto e a construção das novas
estruturas.
2.2.4. Turbinas
As turbinas hidráulicas são máquinas de fluxo dotadas de pás, ou
lâminas, por onde a água passa a determinada velocidade e pressão
promovendo a rotação do eixo a qual estão acopladas. Dessa forma, há a
conversão de energia hidráulica em potência de eixo, cujo alto rendimento está
associado a sua viabilidade econômica, pois está diretamente relacionada ao
montante de energia elétrica a ser gerado pela central.
42
As turbinas Hidráulicas podem ser classificadas em dois tipos: TH de
ação e TH de reação.
As TH de ação são aquelas onde o escoamento através do rotor ocorre
sem variação da pressão estática. São exemplos de TH desse tipo as Pelton e
Michell-Banki.
Enquanto que, nas TH de reação o escoamento através do rotor ocorre
com variação da pressão estática. São exemplos desse tipo as turbinas Francis
e Kaplan.
2.2.4.1. Rotação específica
A rotação específica (𝜂𝑞𝐴) indica o tipo de rotor de TH que melhor atende
a determinadas características de Q (m3/s), H (m) a uma rotação de n (rpm).
𝜂𝑞𝐴 = 103 ∙ 𝜂 ∙𝑄0,5
(𝑔 ∙ 𝐻)0,75 (7)
Na CGH de Cavernoso são empregadas duas turbinas com rotor
Francis, sendo uma delas com rotor duplo. Este tipo de turbina, também
conhecido como rotor gêmeo, divide pela metade o fluxo de água ao passar
pelo rotor, de modo a possuir duas saídas cada uma com o seu próprio tubo de
sucção. Da equação (7) percebe-se que o 𝜂𝑞𝐴 é diretamente proporcional a
vazão admitida pela turbina, dessa forma, no caso do rotor gêmeo, o calculo é
feito em função da vazão admitida em cada banda do rotor, o que implica em
uma redução da rotação específica da turbina de rotor duplo. Desse modo, é
apropriado o uso desse tipo de Francis em casos que necessitam atender a
condições de altura de sucção e rotação previamente definidos.
2.2.4.2. Rendimentos
Segundo Souza (2009), as turbinas possuem um rendimento (𝜂𝑡) amplo
que varia entre:
43
0,30 ≤ 𝜂𝑡 ≤ 0,97 (8)
Sendo,
0,30 ≤ 𝜂𝑡 ≤ 0,60 → 𝑇𝐻 𝐻𝑖𝑑𝑟𝑜𝑐𝑖𝑛é𝑡𝑖𝑐𝑎
0,50 ≤ 𝜂𝑡 ≤ 0,85 → 𝑇𝐻 𝑐𝑜𝑚 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑀𝑖𝑐ℎ𝑒𝑙𝑙 − 𝐵𝑎𝑛𝑘𝑖 𝑜𝑢 𝑇𝑢𝑟𝑔𝑜
0,75 ≤ 𝜂𝑡 ≤ 0,97 → 𝑇𝐻 𝑐𝑜𝑚 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑃𝑒𝑙𝑡𝑜𝑛, 𝐹𝑟𝑎𝑛𝑐𝑖𝑠, ℎé𝑙𝑖𝑐𝑒 𝑜𝑢 𝐾𝑎𝑝𝑙𝑎𝑛
Este rendimento refere-se à eficiência de conversão energética da
turbina, ou seja, é a capacidade da turbina em transformar a potência
disponível no escoamento em potência de eixo segundo a equação (9),
𝜂𝑡 =𝑃𝑒
𝛾 ∙ 𝑄𝑝 ∙ 𝐻 (9)
Pe é a potência de eixo que pode ser medida diretamente por meio de
freios mecânicos, hidráulicos ou elétricos, ou dinamômetros de torção.
Indiretamente, essa potência pode ser obtida quando a turbina é acoplada a
um gerador elétrico somando-se à potência elétrica fornecida às diversas
perdas mecânicas e elétricas (JUSTINO, 2006).
2.2.5. Garantia Física
O conceito de garantia física é característico do sistema elétrico
brasileiro. E baseia-se no fato de que a geração em uma usina hidrelétrica é
incerta e varia segundo diversos fatores como hidrológicos e de
indisponibilidade, seja programadas ou ocasionais, dos componentes da
central. Sendo assim, buscou-se estabelecer, para cada usina, um patamar de
geração que reflita em uma garantia de abastecimento (PINTO, 2014).
Segundo o Decreto 5.163/04 de 30 de julho de 2004, Artigo 2º, referente
à comercialização de energia elétrica, paragrafo 1º, ficaram estabelecidos que:
“O lastro para a venda será constituído pela garantia física proporcionada por empreendimento
de geração própria ou de terceiros, neste caso, mediante contratos de compra de energia ou
de potência.”
Além disso, é estabelecido que,
44
Parágrafo 2o - A garantia física de energia e potência de um
empreendimento de geração, a ser definida pelo Ministério de Minas
e Energia e constante do contrato de concessão ou ato de
autorização, corresponderá às quantidades máximas de energia e
potência elétricas associadas ao empreendimento, incluindo
importação, que poderão ser utilizadas para comprovação de
atendimento de carga ou comercialização por meio de contratos.
Dessa forma,
Os consumidores precisam comprar energia em termos de garantia
física e cada gerador recebe do Ministério de Minas de Energia
(MME) um montante de garantia física que pode ser vendido para
lastrear consumo. Este lastro é que constitui a base para contratos de
longo prazo. Um detalhe relevante deste arranjo comercial é que o
gerador muitas vezes não tem permissão para comercializar toda a
energia que é capaz de gerar, ficando limitado a vender um montante
de energia que correspondente a uma parcela de sua capacidade
máxima de geração. Desta forma, em muitos casos há uma diferença
entre a potência disponível e a energia que pode ser contratada
(garantia física) (CASTRO e BRANDÃO, 2009).
A determinação da garantia física de grandes usinas é diferente das
PCHs. Nas usinas de maior porte a garantia física corresponde ao mínimo que
a central é capaz de gerar mesmo em condições hidrológicas adversas, sendo
assim, espera-se que elas produzam sempre um montante superior à sua
garantia física. Em contrapartida, as PCHs têm a sua garantia física
estabelecida sobre a média histórica de produção, desse modo elas produzem
montantes de energia tanto inferiores quanto superiores à sua garantia física
(PINTO, 2014).
A metodologia para o cálculo da energia física garantida em uma usina
hidrelétrica foi estabelecida pela Portaria MME nº. 463, de 3 de dezembro de
2009 conforme a equação (10).
45
𝐺𝐹𝐸 = [∑ 𝑀𝑖𝑛((𝑄𝑖 − (𝑄𝑟 + 𝑄𝑐)) ∙ 9,81 ∙ (𝐻𝑏 − ∆ℎ𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ∙ 𝜂𝑡𝑔); 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡
𝑚
𝑖=1
]
∙ [1 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠𝑐𝑜𝑛] ∙ [1 − 𝑇𝐸𝐼𝐹] ∙ [1 − 𝐼𝑃] ∙1
𝑚 ∙ 1000− 𝐶𝑖𝑛𝑡
(10)
Onde,
GFE: Montante de garantia física de energia (MWmédio);
Qi: Vazão média do mês i, censurada pelo valor do engolimento máximo e
mínimo da turbina hidráulica (m3/s);
m: Quantidade de meses do histórico de vazões;
Qr: Vazão remanescente do aproveitamento (m3/s);
Qc: Vazão de usos consuntivos (m3/s);
Hb: Queda bruta nominal (m);
ΔhTotal: Perdas hidráulicas nominais (m);
ηtg: Rendimento do conjunto turbina-gerador (%);
Pinst: Potência instalada total (kW);
Perdascon: Perdas elétricas até o ponto de conexão (%);
TEIF: Taxa equivalente de indisponibilidade forçada (%);
IP: Indisponibilidade programada (%);
Cint: Consumo interno (MWmédio).
A taxa de indisponibilidade forçada reflete o período pelo o qual a usina
não opera devido a condições adversas advinda de condições hidrológicas
extremas ou qualquer outro fator que impossibilite a geração. Seu cálculo é
dado pela equação (11).
𝑇𝐸𝐼𝐹 =∑ (𝐻𝐼𝐹𝑖 ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)𝑛𝑚
𝑖=1
∑ (𝐻𝑃′ ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)𝑛𝑚𝑖=1
(11)
Onde,
Nm: Número de máquinas da usina;
HIFi: Horas indisponíveis forçadas da unidade i (horas/ano);
HP’: Total de horas de análise descontando as horas indisponíveis
programadas (hora/ano);
46
Poti: Potência da unidade i (MW)
A taxa de indisponibilidade programada representa a porcentagem do
tempo que as máquinas deixam de operar devido a procedimentos de
manutenção. Seu cálculo é dado pela equação (12).
𝐼𝑃 =∑ (𝐻𝐼𝑃𝑖 ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)𝑛𝑚
𝑖=1
∑ (𝐻𝑃 ∙ 𝑃𝑜𝑡𝑖)𝑛𝑚𝑖=1
(12)
Onde,
HIPi: Horas indisponíveis programadas da unidade i (horas/ano);
HP: Total de horas de análise (hora/ano);
Nos termos do Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998 foi feita a revisão
do montante de garantia física para as seguintes hipóteses:
1. Quando o empreendimento apresenta uma geração média de energia
elétrica nos seus primeiros quarenta e oito meses de operação
comercial inferior a oitenta por cento ou superior a cento e vinte por
cento da garantia física de energia vigente;
2. Quando o empreendimento apresenta 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. Neste caso ainda a revisão é feita a cada 5 anos e nas
usinas hidrelétricas participantes do MRE as reduções de garantia física
devem ser limitadas em cinco por cento do valor estabelecido na última
revisão e em dez por cento da sua garantia física originalmente
estabelecida.
3. Quando o empreendimento apresentar modificação comprovada das
características técnicas, com consequente alteração da sua capacidade
de produção de energia elétrica.
A revisão que deve ocorrer a cada cinco anos é denominada Revisão
Ordinária de Garantia Física de Energia. Já a revisão que tem por base fatos
relevante é conhecida como Revisão Extraordinária de Garantia Física.
47
No primeiro e no segundo caso, a revisão dos montantes de garantia
física de energia dos empreendimentos e a geração média de energia elétrica
serão calculadas pela seguinte fórmula:
𝐺𝑚é𝑑𝑖𝑎 =12
8760∙
∑ (𝐸𝑔𝑒𝑟𝑖)𝑚𝑖=1
𝑚 (13)
Onde,
Gmédia: Geração média de energia elétrica (MWmédio);
m: Número de meses, múltiplo de doze, desde o décimo terceiro mês de
operação comercial até o penúltimo mês do período em análise;
Egeri: Quantidade de energia gerada no mês i, referida ao ponto de conexão
(MWh).
Na terceira situação, o calculo do montante de garantia física deve ser
feito com base nas novas informações de um ou demais itens a seguir,
I. Potência Instalada Total (kW);
II. Potência Instalada por Gerador (kVA) e seu Fator de Potência;
III. Potência Instalada por Turbina (kW) e seu engolimento mínimo
(m3/s);
IV. Rendimento Nominal por Turbina (%);
V. Rendimento Nominal por Gerador (%);
VI. Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada (%);
VII. Indisponibilidade Programada (%);
VIII. Perdas Hidráulicas Nominais (m);
IX. Queda Bruta Nominal (m);
X. Perdas Elétricas até o Ponto de Conexão (%);
XI. Consumo Interno (MW médio);
XII. Vazão Remanescente do Aproveitamento (m3/s);
XIII. Vazão de Usos Consuntivos (m3/s);
XIV. Histórico de Vazões Médias Mensais (m3/s), não inferior a trinta
anos, e gerado de maneira que esse seja o mais extenso e
atualizado possível, devendo estar em conformidade, quando
couber, com o Histórico de Vazões apresentado no Projeto Básico
aprovado;
48
XV. Detalhamento da metodologia de obtenção do Histórico de
Vazões especificado na alínea anterior, bem como de todas as
informações necessárias para reprodução do referido Histórico; e
XVI. Apresentação das Anotações de Responsabilidade Técnica -
ART's dos responsáveis técnicos pelos estudos hidrológicos e
pelas demais informações utilizadas no cálculo da garantia física
de energia.
O calculo da variação da garantia física, segundo a Portaria MME nº. 463,
de 3 de dezembro de 2009, é feito da seguinte forma,
𝛥𝐺𝐹𝐸 = 𝐺𝐹𝐸𝑛𝑜𝑣𝑜 − 𝐺𝐹𝐸𝑎𝑛𝑡𝑖𝑔𝑜 (14)
Onde,
ΔGFE: Montante adicional de garantia física de energia (MWmédio);
GFEnovo: Montante de garantia física de energia calculado conforme as
alterações nas características da usina (MWmédio);
GFEantigo: Montante de garantia física de energia calculado sem considerar as
alterações na usina (MWmédio).
Ainda segundo a mesma portaria citada anteriormente, em caso de
alterações das condições do Projeto Básico que resultem em redução da
capacidade de geração de energia, referida ao Ponto de Conexão, a
metodologia definida pela equação (10) poderá ser implementada para diminuir
o valor da garantia física. A ocorrência de fato relevante, para fins de revisão
do valor da garantia física de energia do empreendimento, será notificada pelo
próprio agente, ao MME, ou será decorrente de fiscalização da ANEEL.
Atualmente, não se tem acesso completo ao processo de revisão das
vazões afluentes e não há regulamentação específica que disponha sobre
quais dados devem ser considerados pelo MME ao realizar o cálculo da
garantia física.
O modelo MSUI (Modelo de Simulação a Usinas Individualizadas) é
recorrentemente utilizado para o cálculo da garantia física das usinas de forma
individual, contudo por ser uma criação da Eletrobrás há um conflito no seu
49
uso, já que, um ente estatal não pode criar um mecanismo que tem como
função medir genericamente as empresas de um ramo em que ela mesma atua
e tem interesse.
As lacunas no cálculo e fiscalização da garantia física repercutiu na Portaria
Nº 376, de 5 de Agosto de 2015 que institui um Grupo de Trabalho (GT) para
analisar e propor aprimoramentos necessários à metodologia de cálculo e
revisão de garantia física de energia de Usinas Hidrelétricas não despachadas
centralizadamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Os
trabalhos do GT deverão ser concluídos até 31 de março de 2016.
2.2.6. Energia Garantida
A Energia Assegurada para pequenas centrais hidrelétricas deve ser
calculada segundo a Resolução Nº. 169, de 2001, da ANEEL. O método
necessita de uma série de vazões afluentes médias mensais, com duração
mínima de 30 anos e desconsidera a existência de reservatórios.
Com a série de vazões é feita a curva de permanência de vazões
diárias. Segundo Sant’ana (1983), a produção média de energia de um
aproveitamento hidrelétrico a fio d’água pode ser obtida pela integração da
área delimitada pela curva de permanência delimitada pela vazão de
engolimento máximo, e a vazão remanescente, como demonstrado no Gráfico
3.
50
Gráfico 3: Delimitação da área sob a curva de permanência equivalente a vazão média
turbinada pela central.
Fonte: Sant’ana, 1983.
Esta área, quando multiplicada pela queda líquida média do
aproveitamento, e do rendimento do conjunto turbina gerador, resulta na
produção anual média para o local analisado. (DENC, 2011).
Uma maneira de se calcular a produção média de energia é considerar a
área sob a curva de permanência como um somatório entre as vazões médias
instantâneas pelo respectivo intervalo de tempo discretizado, onde também são
considerados os fatores de indisponibilidade (forçada e programada) e a
variação na queda líquida em função da vazão turbinada (SANT’ANA, 1983).
𝐸𝑚é𝑑𝑖𝑎 =(1 − (𝑇𝐸𝐼𝐹 + 𝐼𝑃))
1000∙ ∑ [(𝑄𝑑𝑖á𝑟𝑖𝑎 − 𝑄𝑟) ∙ 𝐻(𝑄) ∙ 𝜂𝑡𝑔 ∙
∆𝑡
365∙ 9,81]
100%
𝑖=0%
(15)
Onde,
Emédia: Produção média anual de energia (MWmédio);
51
Qdiária: Vazão da curva de permanência diária no intervalo de tempo
considerado, censurada pelo valor do engolimento (m3/s);
H(Q): Queda líquida em função das vazões turbinadas (m);
Δt: Intervalo de tempo de discretização da curva de permanência;
Anualmente, será gerado, portanto,
𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝐸𝑚é𝑑𝑖𝑎 ∙ 8760 (16)
2.2.7. Fator de Capacidade
Segundo Souza (2009, p. 121), o fator de capacidade corresponde à
relação entre a potência média gerada e a potência instalada da central, ou
seja, a razão entre a produção efetiva da usina em um período de tempo pela
capacidade total máxima neste mesmo período. Para um período de um ano, o
fator de capacidade pode ser calculado com a equação (17).
𝐹𝑐 =𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 ∙ 870=
𝐸𝑚é𝑑𝑖𝑎
𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 (17)
Quanto maior a capacidade de regulação da usina, maior será o seu
fator de capacidade, já que, menor será a sua sensibilidade às variações
hidrológicas. As usinas que apresentam um pequeno reservatório destinado
essencialmente a afogar a tomada d’água trabalham a fio d’água, não
possuindo, portanto, um elevado fator de capacidade.
52
2.3. ASPECTOS ECONÔMICOS
2.3.1. Aspectos básicos de Engenharia Econômica
2.3.1.1. Taxa Básica de Juros
A taxa básica de juros é a menor taxa de juros em uma economia, sendo
assim é um referencial para todas as transações financeiras, incluindo o
empréstimo entre bancos.
No Brasil, a taxa de juros básica é a taxa do Sistema Especial de
Liquidação e de Custódia (SELIC), que é um índice pelo qual as taxas de juros
cobradas pelo mercado balizam-se, sendo a referência da política monetária no
Brasil (SECRETÁRIA DA RECEITA FEDERAL DO BRASIL, 2015).
A taxa overnight do SELIC e um indicador gerado anualmente pela
média ponderada do resultado das taxas aplicadas pelos volumes das
operações de financiamento de um dia. O respaldo dessa taxa é dado pelos
títulos da dívida pública federal e executados no SELIC, no formato de
operações compromissadas3.
2.3.1.2. Relações de Equivalência
As relações de equivalência permitem a obtenção de fluxos de caixa que
se equivalem no tempo, já que, as taxas de juros cobradas em um determinado
período de tempo possuem seus períodos equivalentes, ou seja, se um
determinado empréstimo é capitalizado mensalmente, a taxa de juros será
acumulada por um ciclo mensal e periodicamente a prazo entre cobranças
iguais (BLATT, 2012).
O valor presente a partir com valor futuro é dado pela equação (18).
3 Operações compromissadas são aquelas onde o vendedor assume o compromisso de
recomprar ou revender aquilo que emprestou ou adquiriu em uma data e por um valor pré-definido, ou seja, se o banco vendeu, ele se compromete a comprar de volta, ou, se comprou, se compromete a vender.
53
𝑉𝑃 = 𝑉𝐹(1 + 𝑖)−𝑛 (18)
O fator (1 + i)-n é chamado de valor atual de um pagamento simples de
um pagamento simples e é tabelado para diversos i e n.
Quando há uma série uniforme de pagamento (R) como demonstrado na
Figura 6 e se deseja determinar a quantia VF acumulada partir dessa série
aplica-se a equação (19).
Figura 6: VF acumulada partir da série uniforme R
Fonte: BERTOLO, 2008.
𝑉𝐹 = 𝑅 [(1 + 𝑖)𝑛 − 1
𝑖] (19)
O fator entre colchetes é chamado fator de capitalização ou fator de
acumulação de capital de uma série uniforme de pagamentos, sendo
representado usualmente por FAC(i,n).
Caso o objetivo seja obter o VP que deve ser aplicado para que se
possa distribuir R em cada um dos n períodos subsequentes (Figura 7), deve-
se aplicar a equação (20).
Figura 7: Valor atual da série uniforme R
Fonte: BERTOLO, 2008.
54
𝑉𝑃 = 𝑅 [(1 + 𝑖)𝑛 − 1
𝑖(1 + 𝑖)𝑛] (20)
O fator entre colchetes é chamado Fator de Valor Atual de uma Série
Uniforme FVA(i,n).
Nota-se que, para se estimar gastos com manutenção, principalmente
em equipamentos mecânicos, que com o passar do tempo necessitam de
maiores desembolsos para mantê-los funcionando adequadamente, há a série
gradiente de pagamento (PAMPLONA e MONTEVECHI, 2006). Ela apresenta
uma série de pagamentos G, 2G, 3G, ....., (n- 1)G que ocorrem nos períodos 2,
3, 4, ......., n, respectivamente (Figura 8).
Figura 8: Série gradiente de pagamentos
Fonte: BERTOLO, 2008.
A série em gradiente pode ser decomposta em diversas séries
uniformes, como demonstrado na equação (21),
𝑅 = 𝐺 [1
𝑖−
𝑛
𝑖(
𝑖
(1 + 𝑖)𝑛 − 1)] (21)
O termo entre colchetes é chamado Fator de Gradiente representado por
FG (i,n) e estabelece a relação entre G e R. Substituindo na equação (20) tem-
se,
𝑉𝑃 = 𝐺 ∙ 𝐹𝐺(𝑖, 𝑛) ∙ 𝐹𝑉𝐴(𝑖, 𝑛) (22)
55
2.3.2. Depreciação
2.3.2.1. Ativo Imobilizado
O ativo imobilizado faz parte do ativo permanente de uma empresa,
sendo que eles são destinados à manutenção da atividade do
empreendimento. O seu registro em uma companhia é feito segundo o custo de
aquisição que pode ser tanto aquele pago pelo ativo, quanto o seu custo de
fabricação ou construção. Caso o ativo seja comprado de terceiros, o custo de
aquisição é dado pelo valor de compra mais gastos complementares a sua
posse, instalação e funcionamento (PAMPLONA e MONTEVECHI, 2006).
O ativo imobilizado estudado nesse trabalho é a turbina hidráulica de
rotor gêmeo (Unidade II) da CGH de Cavernoso, sendo, portanto um bem
tangível sujeito a depreciação.
Segundo a lei das sociedades por ações (Lei nº 6.404/1976), alterada
pela Lei nº 11.941, de 27 de Maio de 2009, no Balanço Patrimonial os
elementos do Ativo Imobilizado serão registrados pelo custo de aquisição,
deduzido o saldo da respectiva conta de depreciação, amortização ou
exaustão. A diminuição de valor dos elementos do Ativo Imobilizado será
registrada periodicamente nas contas de depreciação, quando corresponder à
perda do valor dos direitos que tenham por objeto bens físicos sujeitos a
desgaste ou perda de utilidade por uso, ação da natureza ou obsolescência.
As depreciações são registradas anualmente em contas específicas de
acumulação de saldo. Esses valores serão computados como custo ou
despesa operacional, em cada exercício social. Sendo que, quando o bem
atinge 100% de depreciação e ainda existir fisicamente deixa de ser
depreciado. O ativo só é baixado contabilmente ao ser vendido, doado ou
cessar sua utilidade para a empresa (PAMPLONA e MONTEVECHI, 2006).
56
2.3.2.2. Métodos de depreciação
Segundo Pamplona e Montevechi (2006), há quatro métodos de
depreciação: Método linear; Soma de dígitos; Método exponencial;
Máquinas/hora. Sendo que, neste trabalho serão abordados os três primeiros.
As taxas limites de depreciação anual são fixadas pela Instrução
Normativa 12, de 31 de Dezembro de 1998, da Secretaria da Receita Federal
que estabelece para reatores nucleares, caldeiras, máquinas, aparelhos e
instrumentos mecânicos uma taxa de 10%. Obedecendo a esse limite, a
legislação brasileira permite que qualquer método de depreciação seja
utilizado.
Segundo a Resolução nº 44, de 17 de Março de 1999, da Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a taxa anual de depreciação estipulada
para turbinas hidráulicas é de 2,5%.
Outro aspecto a ser considerado é a escolha da data a partir da qual o
bem passa a ser depreciado. Normalmente deve ser depreciado a partir da
data de entrada em funcionamento, contudo, o inicio da depreciação é imediato
caso exista a possibilidade de erosão ou obsolescência.
a) Método linear de depreciação
O método linear de depreciação é o mais utilizado no Brasil. Nele a cota
de depreciação (d) é dada pela equação (23).
𝑑 =(𝐶0 − 𝑅)
𝑛 (23)
Onde,
C0: Custo original do ativo (R$);
R: Valor residual contábil (R$);
(C0 – R): Valor depreciável (R$);
n: Vida contábil.
A taxa percentual anual de depreciação (T) é dada pela equação (24),
57
𝑇 =100
𝑛 (24)
b) Método da soma dos dígitos
Esse método considera uma carga de depreciação anual superior nos
anos iniciais decrescendo à medida que passa a vida contábil (N) do ativo fixo.
Assim, a Soma de Dígitos (SD) é dada por,
𝑆𝐷 =𝑁(𝑁 + 1)
2 (25)
A conta de depreciação no ano “n” será dada por,
𝑑𝑛 =𝑁 − (𝑛 − 1)
𝑆𝐷∙ (𝐶0 − 𝑅) (26)
c) Método Exponencial
O método exponencial, assim como o método anterior, considera uma
carga de depreciação decrescente. O valor contábil (Cn) de um bem pode ser
determinado para um ano “n” pela equação (27),
𝐶𝑛 = 𝐶0(1 − 𝑇)𝑛 (27)
Onde, T é a taxa exponencial de depreciação dada por,
𝑇 = 1 − (𝑅
𝐶0)
1𝑛 (28)
58
2.3.3. Análise de Alternativas de Investimento
2.3.3.1. Taxa Mínima de Atratividade
A taxa mínima de atratividade (TMA) corresponde à menor taxa de juros
que o investidor deseja ganhar ao investir. Sendo, portanto, um valor de
referência. Entretanto, não existe um método para calcular a TMA, já que ela
varia segundos os interesses do investidor. Alguns dos critérios que costumam
ser analisados são: Rentabilidade; Grau de risco e segurança da aplicação;
Liquidez; Política de expansão da empresa; Cenário local do investimento,
como estabilidade política e econômica; Inflação (RYBA, LENZI e LENZI,
2012).
2.3.3.2. Critérios Econômicos de Decisão
A partir do estudo de Samanez (2009), são descritos três métodos
utilizados como critérios econômicos de decisão: O Método do Valor Presente
Líquido; O Método da Taxa Interna de Retorno; e o Método do Payback
descontado.
a) Método do Valor Presente Líquido
O método do valor presente líquido (VPL) calcula, em termos de valor
presente, a repercussão de um investimento futuro, ou seja, ele traz para o
valor presente tudo aquilo que foi gerado pelo fluxo de caixa de um projeto ao
longo de sua vida útil. Seu cálculo pode ser feito pela equação (29).
𝑉𝑃𝐿 = −𝐼 + ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝐾)𝑡
𝑛
𝑡=1
(29)
Onde,
FCt: Fluxo de caixa no t-ésimo período;
59
I: Investimento Inicial;
K: Custo do capital.
Caso o VPL seja positivo o projeto é considerado economicamente
viável, de modo que, o investimento rende mais do que custa. Assim, o VPL
tem como objetivo realizar uma avaliação da rentabilidade absoluta a
determinado custo de capital.
b) Método da Taxa Interna de Retorno
O método da taxa interna de retorno (TIR) tem como objetivo determinar
a taxa intrínseca de rendimento, ou seja, a taxa de retorno do investimento (i*)
que anula o VPL calculado pela equação (29). Desse modo,
𝑉𝑃𝐿 = −𝐼 + ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝑖∗)𝑡
𝑛
𝑡=1
= 0 (30)
Caso, a taxa de retorno de investimento (i*) for maior que o custo do
capital (K), o empreendimento é considerado economicamente viável.
c) Método do Payback Descontado
O método do Payback descontado (PB) calcula o tempo necessário para
a recuperação de um investimento (T). Para isso é necessário encontrar o valor
de T para pela equação (31),
𝐼 = ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝐾)𝑡
𝑇
𝑡=1
(31)
60
3. DESENVOLVIMENTO E RESULTADOS
3.1. ESTUDOS HIDROENERGÉTICOS
Para realizar o estudo da garantia física da usina de Cavernoso é essencial
levantar uma série histórica de vazão de no mínimo 30 anos. Felizmente,
desde 1952 já há o monitoramento hidrológico do Rio Cavernoso por meio do
posto fluviométrico nº 65855000. Os dados desse posto estão disponíveis na
plataforma do Hidroweb até o ano de 2010 totalizando 59 anos de dados. Na
Figura 9 é possível visualizar a localização desse posto que será utilizado com
base do estudo hidroenergético devido a sua localização próxima ao
empreendimento e consistência de dados.
Figura 9: Localização do posto base.
Fonte: Google Earth, 2014.
Os demais dados do posto nº 65 se encontram na Tabela 4.
61
Tabela 4: Dados do posto base.
Dados da Estação
Código 65855000
Nome USINA CAVERNOSO
Código Adicional -
Bacia RIO PARANÁ (6)
Sub-bacia RIOS PARANÁ,IGUAÇU E OUTROS (65)
Rio RIO CAVERNOSO
Estado PARANÁ
Município VIRMOND
Responsável TRACTEBEL
Operadora TRACTEBEL
Latitude -25:29:33
Longitude -52:12:50
Altitude (m) 560
Área de Drenagem (km2) 1490
Fonte: Hidroweb, 2015.
3.1.1. Complementação da série hidrológica
A série histórica do posto escolhido apresenta apenas uma ausência de
dados entre 01/03/1960 a 09/04/1964 e 01/01/1995 a 22/01/1995. Assim, foram
levantados postos nas bacias próximas ao do Rio Cavernoso que possuem
dados dentro desses períodos de falhas.
Foram encontrados 7 postos cuja localização é mostrada na Figura 10.
Demais dados estão na Tabela 5.
62
Figura 10: Localização dos postos.
Tabela 5: Dados dos postos utilizados no estudo de complementação de vazões.
Posto Código Nome Rio Latitude Longitude Altitude
(m)
Área de drenagem
(km2)
P1 65810000 Guarapuava Rio Jordão -25:26:22 -51:27:16 950 726
P2 65690000 Leonópolis Rio da Areia -25:41:11 -51:12:58 960 371
P3 65825000 Santa Clara Rio Jordão -25:38:17 -51:58:2 740 3930
P4 65815050 Salto Curucaca
Jusante Rio Jordão -25:32:2 -51:48:56 1000 2220
P5 65883052 Usina Salta
Santiago Rio Iguaçu -25:39:0 -52:37:0 - 43900
P6 65004995 Ponte PR-415 Rio
Piraguara -25:27:2 -49:7:16 875,3 102
P7 65006055 Vargem Grande
Rio Palmital -25:26:36 -49:10:3 872,5 89,2
Para cada um dos postos levantados foram feitos estudos de correlação
para se selecionar aqueles que melhor se correlacionam com o posto base.
63
Gráfico 4: Regressão linear do posto base com P1.
Gráfico 5: Regressão linear do posto base com P2.
Gráfico 6: Regressão linear do posto base com P3.
y = 2,5416x - 2,3339 R² = 0,8576
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P1 - Q (m3/s)
y = 3,3016x + 4,2524 R² = 0,7788
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 10 20 30 40 50 60
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P2 - Q (m3/s)
y = 0,7858x - 1,9722 R² = 0,8031
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 50 100 150 200 250 300 350
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P3 - Q (m3/s)
64
Gráfico 7: Regressão linear do posto base com P4.
Gráfico 8: Regressão linear do posto base com P5.
Gráfico 9: Regressão linear do posto base com P6.
y = 0,6949x - 5,7529 R² = 0,8116
-50
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P4 - Q (m3/s)
y = 0,0331x + 8,2088 R² = 0,3644
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P5 - Q (m3/s)
y = 1,6489x + 28,953 R² = 0,0904
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 10 20 30 40 50
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P6 - Q (m3/s)
65
Gráfico 10: Regressão linear do posto base com P7.
Os postos que apresentaram melhor correlação foram P1 (R² = 0,8576)
e P4 (R² = 0,8116), sendo que P1 foi utilizado para completar os dados
faltantes de 1960 a 1964 e P2 os dados de 1995.
A complementação de dados para completar a série história do posto
base foi feita pela equação de regressão de vazões diárias entre o posto base
e os postos P1 e P4.
Com a série completa é apresentado o fluviograma de vazões mensais
(Gráfico 11). A vazão nominal (Qnominal) mostrada é referente a vazão de
engolimento da PCH Cavernoso II que irá, a partir do retorno do seu
funcionamento, restringir a vazão afluente a CGH Cavernoso.
y = 6,7212x + 23,524 R² = 0,1757
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 5 10 15 20 25 30
Po
sto
Bas
e -
Q (
m3 /
s)
P7 - Q (m3/s)
66
Gráfico 11: Fluviograma de vazão mensais para o local do aproveitamento.
A vazão média mínima mensal identificada foi de 3,0 m3/s e a vazão
média máxima mensal 379,3 m3/s.
Analisando a série de dados diários, encontrou-se uma vazão mínima de
2 m3/s e máxima de 6985 m3/s.
3.1.2. Curva de Permanência
Com os dados históricos para o local do aproveitamento foi ainda possível a
elaboração da curva de permanência de vazões afluentes para o eixo da
barragem da PCH Cavernoso II segundo a metodologia descrita pela
Eletrobrás (2000).
Com o método, determinou-se para cada vazão sua probabilidade de
ocorrência dentre as demais vazões médias da série histórica anual, mensal e
diária. Os valores obtidos para cada frequência (permanência) são
apresentados na Tabela 6. O Gráfico 12 apresenta a curva de permanência
gerada a partir dos dados descritos, onde a Qnominal e a Qecológica são referentes
a PCH Cavernoso II.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
01
/01
/19
52
01
/01
/19
54
01
/01
/19
56
01
/01
/19
58
01
/01
/19
60
01
/01
/19
62
01
/01
/19
64
01
/01
/19
66
01
/01
/19
68
01
/01
/19
70
01
/01
/19
72
01
/01
/19
74
01
/01
/19
76
01
/01
/19
78
01
/01
/19
80
01
/01
/19
82
01
/01
/19
84
01
/01
/19
86
01
/01
/19
88
01
/01
/19
90
01
/01
/19
92
01
/01
/19
94
01
/01
/19
96
01
/01
/19
98
01
/01
/20
00
01
/01
/20
02
01
/01
/20
04
01
/01
/20
06
01
/01
/20
08
01
/01
/20
10
Q (
m3 /
s)
Qmensal Qnominal Qmlt
67
Tabela 6: Curva de Permanência de Vazões.
Curva de Permanência
Permanência (%)
Qdiária Qmensal Qanual
0% 750 394,3 100,9
5% 111 106,4 70,4
10% 77,8 83,0 55,1
15% 64 69,3 48,5
20% 54,4 59,6 46,3
25% 47,2 52,0 45,7
30% 41,0 45,9 45,2
35% 36,0 40,7 44,1
40% 31,5 36,2 42,4
45% 27,8 32,2 40,2
50% 24,7 28,6 37,9
55% 22,7 25,4 35,7
60% 20,0 22,5 33,9
65% 18,3 19,8 32,5
70% 15,6 17,2 31,1
75% 13,8 14,9 29,6
80% 12,2 12,7 27,5
85% 10,0 10,7 24,7
90% 7,8 8,8 21,1
95% 5,5 6,9 17,5
99% 2,9 5,5 15,5
Gráfico 12: Curva de Permanência de Vazões.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
Vaz
ão [
m3 /
s]
Permanência [%]
Mensal Anuais Diárias Qnominal Qecológica
68
Um resumo das vazões características indicadas pela Eletrobrás se
encontra na Tabela 7.
Tabela 7: Vazões Características
Permanência Qmensal (m3/s) Qanual (m
3/s)
5% 106,45 70,41
50% 28,62 37,86
Média 52,03 40,27
90% 8,75 21,08
95% 6,92 17,46
3.1.3. Vazões Extremas
Para o estudo das vazões extremas foram utilizadas as metodologias de
Gumbel, Log – Person III e Log Normal. O objetivo desse estudo foi identificar a
vazão que danificou ambas as usinas no dia 08 de Junho de 2014. No Gráfico
13 é apresentado o hidrograma afluente horário para esse dia. A vazão máxima
verificada foi de 3067 m3/s.
Gráfico 13: Hidrograma afluente do dia 08 de Junho de 2014.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
01
:00
02
:00
03
:00
04
:00
05
:00
06
:00
07
:00
08
:00
09
:00
10
:00
11
:00
12
:00
13
:00
14
:00
15
:00
16
:00
17
:00
18
:00
19
:00
20
:00
21
:00
22
:00
23
:00
00
:00
Vaz
ão a
flu
en
te (
m3 /
s)
69
A vazão máxima do dia 08/09/2014 por Gumbel tem um tempo de
retorno estimado de 25 anos, por Log – Person III 52 anos e por Log – Normal
650 anos. Há uma diferença considerável entre os métodos. A vazão máxima
por Log – Person III desviou muito da observação empírica, sendo, portanto, o
método menos recomendado para adoção e análise de projeto. Assim, os
métodos que melhor se adequam a CGH Cavernoso são Log – Normal e
Gumbel, sendo este último a melhor opção caso se deseje aumentar as
garantias de segurança, já que, apresentou valores mais conservadores que o
método Log – Normal.
Os resultados levantados para cada metodologia são apresentados na
Tabela 8. Contudo, no gráfico 14 foram representados apenas os resultados
para a metodologia de Gumbel e Log-Normal, visto que, Log-Person III não se
adequou corretamente a série de dados.
Mesmo sem definir qual o melhor método para determinação das vazões
máximas, a Vazão de Projeto dos Órgãos Extravasores ou Cheia de Projeto da
Barragem deve, segundo Eletrobrás (2000), respeitar o tempo de retorno
mínimo de 1000 anos. Em todos os métodos essa vazão é superior aos 3067
m3/s que danificaram as centrais, sendo assim, conclui-se que as obras de
proteção de cheia foram subdimensionada ao não considerarem o período de
vazões extremas da série hidrológica mais recente.
Tabela 8: Vazãos Extremas
T.R. Gumbel Log - Person III Log - Normal
10 2170 1002 1008
25 3043 1838 1371
50 3691 2941 1672
100 4333 4749 1999
500 5818 14943 2869
1000 6457 24831 3297
10000 8577 142111 4978
70
Gráfico 14: Vazões Extremas
3.2. SIMULAÇÃO DO FUNCIONAMENTO ENTRE A PCH CAVERNOSO
II E CGH CAVERNOSO
O Gráfico 15 apresenta o hidrograma de funcionamento da CGH Cavernoso
juntamente com a PCH Cavernoso II elaborado a partir dos dados reais que
vão de 01/05/2013 até 28/05/2014. Nesse período de dados, a PCH de
Cavernoso passou por diversos testes de comissionamento e paradas de
algumas máquinas para manutenção, contudo é possível observar que a vazão
engolimento da PCH Cavernoso II é de 49 m3/s e que, na condição de pleno
funcionamento, restará para a CGH Cavernoso o residual que ultrapassar a
vazão de engolimento da central maior e a vazão ecológica de 1,7 m3/s. O
Volume do reservatório se manteve relativamente constante, o que já se era
esperado por se tratar de uma usina a fio d’água incapaz de armazenar
grandes volumes de água. Por essa razão não foi necessário aplicar o Método
de Puls de propagação em reservatórios.
0,0
1000,0
2000,0
3000,0
4000,0
5000,0
6000,0
7000,0
8000,0
9000,0
10000,0
1,00 10,00 100,00 1000,00 10000,00
Vaz
ão (
m³/
s)
Tempo de Retorno (anos)
Empírica Log-Normal Gumbel
71
Gráfico 15: Hidrograma de funcionamento da CGH Cavernoso em conjunto com a PCH Cavernoso II.
0
200
400
600
800
1000
01/0
5/20
13
15/0
5/20
13
29/0
5/20
13
12/0
6/20
13
26/0
6/20
13
10/0
7/2
01
3
24/0
7/20
13
07/0
8/20
13
21/0
8/20
13
04/0
9/20
13
18/0
9/20
13
02/1
0/20
13
16/1
0/20
13
30/1
0/20
13
13/1
1/20
13
27/1
1/20
13
11/1
2/20
13
25/1
2/20
13
08/0
1/2
01
4
22/0
1/20
14
05/0
2/20
14
19/0
2/20
14
05/0
3/20
14
19/0
3/20
14
02/0
4/20
14
16/0
4/20
14
30/0
4/20
14
14/0
5/20
14
28/0
5/20
14
Vaz
ão (
m3/s
)
Volume útil Q afluente Q turbinada Q vertida Q efluente
72
Assim, para simular o funcionamento da CGH Cavernoso juntamente
com a PCH Cavernoso II seguiu-se a rotina demonstrada no fluxograma da
Figura 11. Para essa simulação será utilizado o histórico de vazões do posto
base. De modo que, se considerará que por 49 anos as duas usinas operaram
juntas e, dessa forma, para essa condição, se levantará a série histórica de
vazões para o eixo da barragem da CGH Cavernoso na sua nova condição de
operação. Com essa série histórica serão feitos todos os cálculos de garantia
física.
Figura 11: Fluxograma da simulação do funcionamento conjunto das duas centrais.
73
Onde,
Qa: Vazão afluente (m3/s);
Qeco: Vazão ecológica (m3/s);
Qv: Vazão vertida (m3/s);
Q’a: Vazão afluente deduzido a vazão ecológica (m3/s);
Qeng: Vazão de engolimento (m3/s);
Considerando que a vazão de engolimento da CGH Cavernoso é de
10,5 m3/s e que a da PCH Cavernoso II é de 49 m3/s, plotou-se o hidrograma
de vazão diárias após a simulação para os últimos 3 anos (Gráfico 16). Neste
gráfico, Qtcv refere-se a vazão turbinada para a CHG Cavernoso e QtcvII para
a PCH Cavernoso II.
O Hidrograma de vazões médias mensais gerado para essa simulação é
apresentado no Gráfico 17 e o de vazões médias anuais no Gráfico 18. Nesse
último é ainda apresentada a situação anterior à simulação para efeito de
comparação, onde é possível observar claramente uma redução na vazão
afluente a CGH Cavernoso.
74
Gráfico 16: Hidrograma de Vazões Turbinadas Diárias das Usinas de Cavernoso e Cavernoso II.
0
10
20
30
40
50
60
70
01
/01/
2008
01
/02/
2008
01
/03/
2008
01
/04/
2008
01
/05/
2008
01/0
6/2
00
8
01
/07/
2008
01
/08/
2008
01
/09/
2008
01
/10/
2008
01
/11/
2008
01
/12/
2008
01
/01/
2009
01
/02/
2009
01/0
3/2
00
9
01
/04/
2009
01
/05/
2009
01
/06/
2009
01
/07/
2009
01
/08/
2009
01
/09/
2009
01
/10/
2009
01
/11/
2009
01
/12/
2009
01
/01/
2010
01
/02/
2010
01
/03/
2010
01
/04/
2010
01
/05/
2010
01
/06/
2010
01
/07/
2010
01
/08/
2010
01
/09/
2010
01
/10/
2010
01
/11/
2010
01
/12/
2010
Vaz
ão d
iári
a (m
3/s
)
QtcvII Qtcv
75
Gráfico 17: Hidrograma de vazões médias mensais para a nova condição da CGH Cavernoso.
Gráfico 18: Hidrograma de vazões médias anuais para a CGH Cavernoso antes e depois da
simulação.
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
jan
/52
ago
/54
mar
/57
ou
t/5
9
mai
/62
dez
/64
jul/
67
fev/
70
set/
72
abr/
75
no
v/7
7
jun
/80
jan
/83
ago
/85
mar
/88
ou
t/9
0
mai
/93
dez
/95
jul/
98
fev/
01
set/
03
abr/
06
no
v/0
8
Vaz
ão m
éd
ia m
en
sal (
m3/s
)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Vaz
ão m
éd
ia a
nu
al (
m3 /
s)
Antes Depois
76
3.3. AVALIAÇÃO DA GARANTIA FÍSICA
Utilizando a equação (10) calculou-se a principio a garantia física para a
condição inicial da CGH Cavernoso, ou seja, para o período que a PCH
Cavernoso II ainda não tinha iniciado a sua operação. Para os índices de
indisponibilidade forçada e programada foram utilizados os índices
disponibilizados pelo MME para o Programa Mensal de Operação (PMO)
referente a Maio de 2014.
Tabela 9: Índices de TEIF e IP referentes ao PMO de Maio de 2014.
Faixa de Referência TEIF IP
Até 29 MW 2,068% 4,660%
30 – 59 MW 1,982% 5,292%
60 – 199 MW 1,638% 6,141%
200 – 500 MW 2,196% 3,840%
501 – 699 MW 1,251% 1,556%
700 – 1300 MW 3,115% 8,263%
Fonte: MME, 2015.
Na Tabela 10 tem-se o montante de garantia física calculado e os
valores utilizados para o seu calculo, sendo que o consumo interno de energia,
as perdas elétricas na linha de transmissão e a vazão de uso consuntivo pela
central foram desconsiderados devido a ausência de medição ou a pequena
dimensão desses em comparação aos demais parâmetros.
Observa-se que o valor encontrado de 1,11 MW (Tabela 10) se aproxima
do valor de 0,96 MW fornecido pela Copel para a CGH Cavernoso.
77
Tabela 10: Cenário Inicial - Garantia Física da CGH Cavernoso para a condição anterior a
operação da PCH Cavernoso II.
Variáveis Valor Unidade
Queda bruta 14,5 m
Perda de carga 0,435 m.c.a.
Potencia instalada 1300 kW
Rendimento da turbina 88 %
Rendimento do gerador 97 %
Indisponibilidade Forçada 2,068 %
Indisponibilidade Programada 4,660 %
Vazão remanescente e de usos consutivos 1,7 m3/s
Perdas elétricas até o ponto de conexão 0 %
Consumo interno de energia pela central 0 MW médio
Número de meses da série histórica 708 meses
Resultados
Queda líquida 14,065 m.c.a.
Rendimento Turbina-gerador 85,4 %
Indisponibilidade Total 6,7 %
Garantia Física de Energia 1,11 MW médio
Como discutido no item 2.2.5, a Garantia física da CGH Cavernoso
estará, segundo a legislação, sujeita a uma Revisão Extraordinária da Garantia
Física, já que, a construção da PCH Cavernoso II alterou de forma significativa
a sua produção. Essa Revisão, no entanto, poderá ser adiada devido às
condições hidrológicas extremas que danificaram ambas as Centrais. Para
estipular a queda de garantia física que irá ocorrer utilizou-se a série histórica
da simulação feita no item 3.2., já que representa o que efetivamente será
afluente a CGH Cavernoso a partir do funcionamento da PCH Cavernoso II.
Sendo assim, consideraram-se três cenários para o cálculo da garantia
física. O primeiro cenário (Cenário I) considera os atuais valores de referência
do MME para as Taxa de Indisponibilidade Forçada (TEIF) e Programada (IP).
Contudo, como a forma com que a garantia física é calculada está a ponto de
sofrer modificações no primeiro semestre de 2016, criou-se um segundo
cenário (Cenário II) que estimará as taxas TEIF e IP a partir dos dados
históricos da simulação, levantando o percentual do tempo que a unidade II da
CGH Cavernoso não operará devido a restrição de vazão.
78
Além disso, como uma das propostas é realocar a unidade II em outra
Central da COPEL realizou-se também o calculo da garantia física da CGH
Cavernoso operado apenas com a unidade I compondo assim o cenário III.
Um resumo de todos os cenários considerados é apresentado na Tabela
11.
Tabela 11: Resumo de Cenários.
Cenário Inicial
Cenário I Cenário II Cenário III
Série Histórica utilizada
Dados do posto base
Dados obtidos por simulação
Dados obtidos por simulação
Dados obtidos por simulação
TEIF e IP Dados de
referência do MME
Dados de referência do
MME
Taxas calculadas a partir de dados
observados durante a simulação.
Dados de referência do
MME
Grupos Gerados considerados
Ambos Ambos Ambos Apenas
Unidade I
Para o primeiro cenário calculou-se uma garantia física de 0,39 MW
(Tabela 12) representando uma queda de 0,57 MW no montante original. A
queda é ainda maior no cenário II onde se consideram os valores simulados de
indisponibilidade forçada da unidade II que ficará sem operar 79% do tempo.
De modo que, ao ponderar a TEIF de 2% da unidade I pela potência usando a
equação (11) chega-se a uma TEIF total de 52%. Ao final. Para o cenário II,
calculou-se uma garantia física de 0,19 MW (Tabela 13) que é 0,77 MW inferior
ao montante original e 0,38 MW inferior ao calculado para o cenário I.
Para o cenário III calculou-se uma garantia física de 0,24 MW (Tabela
13), sendo um valor intermediário 0,15 MW inferior ao cenário I e 0,05 MW
superior ao cenário II.
79
Tabela 12: Cenário I - Garantia Física para a CGH Cavernoso considerando a Revisão
Extraordinária e com valores de referência de TEIF e IP segundo o MME.
Variáveis Valor Unidade
Queda bruta 14,5 m
Perda de carga 0,435 m.c.a.
Potencia instalada 1300 kW
Rendimento da turbina 88 %
Rendimento do gerador 97 %
Indisponibilidade Forçada 2,068 %
Indisponibilidade Programada 4,660 %
Vazão remanescente 0 m3/s
Vazão de usos consuntivos 0 m3/s
Perdas elétricas até o ponto de conexão 0 %
Consumo interno de energia pela central 0 MW médio
Número de meses da série histórica 708 meses
Resultados
Queda líquida 14,065 m.c.a.
Rendimento Turbina-gerador 85,4 %
Indisponibilidade Total 6,7 %
Garantia Física de Energia 0,39 MW médio
Tabela 13: Cenário II - Garantia Física para a CGH Cavernoso considerando a Revisão
Extraordinária e os valores observados de TEIF e IP.
Variáveis Valor Unidade
Queda bruta 14,5 m
Perda de carga 0,435 m.c.a.
Potencia instalada 1300 kW
Rendimento da turbina 88 %
Rendimento do gerador 97 %
Indisponibilidade Forçada 52 %
Indisponibilidade Programada 6 %
Vazão remanescente 0 m3/s
Vazão de usos consuntivos 0 m3/s
Perdas elétricas até o ponto de conexão 0 %
Consumo interno de energia pela central 0 MW médio
Número de meses da série histórica 708 meses
Resultados
Queda líquida 14,065 m.c.a.
Rendimento Turbina-gerador 85,4 %
Indisponibilidade Total 6,7 %
Garantia Física de Energia 0,19 MW médio
80
Tabela 14: Cenário III - Garantia Física da CGH Cavernoso considerando que somente a
unidade I está operando.
Variáveis Valor Unidade
Queda bruta 14,5 m
Perda de carga 0,435 m.c.a.
Potencia instalada 450 kW
Rendimento da turbina 88 %
Rendimento do gerador 97 %
Indisponibilidade Forçada 2,068 %
Indisponibilidade Programada 4,660 %
Vazão remanescente 0 m3/s
Vazão de usos consuntivos 0 m3/s
Perdas elétricas até o ponto de conexão 0 %
Consumo interno de energia pela central 0 MW médio
Número de meses da série histórica 708 meses
Resultados
Queda líquida 14,065 m.c.a.
Rendimento Turbina-gerador 85,4 %
Indisponibilidade Total 6,7 %
Garantia Física de Energia 0,24 MW médio
No Gráfico 19 é feita uma simulação que visa comparar como a garantia
física iria decair caso a ANEEL não realizasse a fiscalização que identificou a
queda na produção da CGH Cavernoso. Sendo assim, é importante evidenciar
que se trata de uma situação que não corresponde a realidade, já que, a CGH
Cavernoso estará sujeita a uma revisão extraordinária de sua garantia física.
Portanto, foi um calculo realizado apenas para fins de comparação.
O primeiro caso (em azul) considera um incremento na série histórica
original do posto base a cada 5 anos com a PCH Cavernoso II funcionando.
Por exemplo, os primeiros 5 anos apresentados no Gráfico 19 seriam
referentes garantia física calculada a partir dos 49 anos da série histórica do
posto base somada a 5 anos da série simulada com o funcionamento da PCH
Cavernoso II, totalizando 54 anos de dados. Os próximos 10 anos seriam a
soma dos 49 anos da série histórica do posto base mais 10 anos da série
histórica que simula o funcionamento conjunto das duas centrais e assim por
diante.
O segundo caso (em vermelho) considera o Decreto nº 2.655, de 2 de
julho de 1998 que limita a queda da garantia física em 5%. Assim, a cada 5
81
anos, a garantia física da CGH Cavernoso cairia esse percentual, contudo,
segundo o mesmo decreto, o limite da redução da garantia física é de 10% do
valor de projeto e é representado no gráfico pela linha tracejada verde. Assim,
considerando a legislação, a queda da garantia física da PCH Cavernoso só
cairia até 0,864 MW depois de 25 anos. Enquanto que, ao se considerar a
evolução da série histórica, logo nos primeiros 5 anos a garantia física cairia de
0,96 MW para 0,52 MW e, após 40 anos, atingiria o valor encontrado na
Revisão Extraordinária (Tabela 12). Para todos os casos foram utilizados o
valores de referência do MME para a TEIF e IP.
Gráfico 19: Simulação da queda da Garantia Física baseando-se na série histórica de dados e
na legislação.
3.4. AVALIAÇÃO DA ENERGIA GERADA
Como o retorno financeiro de uma central hidrelétrica é resultado da
quantidade de energia gerada em um período de tempo é fundamental a
determinação da geração da central para analisar a viabilidade financeira de se
manter a unidade II ou de realocá-la.
0,000
0,200
0,400
0,600
0,800
1,000
1,200
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Gar
anti
a Fí
sica
(M
W)
Anos decoridos
Baseado na série Baseado na legislação Limite de queda
82
Utilizando a equação (15), calculou-se a energia garantia para cada cenário
(Tabela 15). Ao multiplicar esse valor por 8760 obtém-se a energia gerada
anualmente. O fator de capacidade foi obtido dividindo a energia gerada pela a
energia máxima possível de ser gerada pela central, caso ela operasse sempre
com capacidade total.
Tabela 15: Energia firme e fator de capacidade para cada cenário.
Cenário inicial
Cenário I Cenário II Cenário III
Energia média gerada (MWmédio) 0,71 0,37 0,16 0,23
Energia gerada anualmente (MWh) 6224,20 3199,13 1428,68 1985,37
Fator de capacidade 55% 28% 13% 50%
O cenário I que considera a legislação atual para calculo e determinação da
TEIF e IP apresentou um valor muito semelhante aos 0,40 MW estipulados
pelo DENC (2006) em seu relatório de Avaliação da condição operacional da
UH Cavernoso após a implantação da PCH Cavernoso II. Contudo, releva-se
que a metodologia de calculo da garantia física e, consequentemente, da
determinação da TEIF e IP está na eminência de ser modificada.
O cenário II apresentou o menor fator de capacidade apresentando em
média 13% da capacidade total. O cenário III ficou apenas 5% abaixo do
cenário inicial, contudo, releva-se que em 80% do tempo a central irá operar
apenas com a vazão ecológica de 1,7 m3/s, ou seja, vazão muito próxima aos
1,4 m3/s da vazão corte da unidade I. Essa condição é extremamente propicia
para a ocorrência de cavitação na máquina, ou seja, mesmo com o melhor
rendimento dentre os cenários, a unidade I teria que operar em condições
desfavoráveis que podem danifica-la e aumentar os custos de manutenção.
Segundo DENC (2006), em testes realizados na unidade I após a
implantação da PCH Cavernoso se observou que na faixa entre
aproximadamente 180 e 220 kW a turbina sofre cavitação. Além disso, estima-
se que é precisamente nessa faixa de potência que a unidade I opera com a
vazão sanitária de 1,7 m3/s. Sendo assim, embora ainda sejam necessários
mais ensaios para determinar com maior precisão as vazões equivalentes para
83
essa faixa de potência, o DENC sugere duas alternativas de operação. A
primeira consiste em operar com uma vazão um pouco menor que a vazão
sanitária evitando, assim, a faixa de cavitação da máquina. A segunda opção
seria operar a unidade I com vazão sanitária e incluir nos custos a substituição
prematura do rotor por um valor estimado de R$ 33.000,00. Sendo que, o novo
rotor seria projetado para atender a nova faixa de operação.
3.5. AVALIAÇÃO ECONÔMICA
Com a Energia gerada anualmente calculada foi levantado a receita
anual para cada cenário (Tabela 16). Para isso, considerou-se a Tarifa Média
de Fornecimento da Copel entre 2003 a 2015 disponibilizada pela Aneel por
meio dos relatórios do sistema de apoio de decisão, cujo valor é de R$ 225,02
por MWh.
Para os custos de Operação e Manutenção (CO&M) considerou-se o
estudo realizado DENC (2006) que estipula para a condição inicial de operação
de CO&M de R$ 38.929,00 e para a condição após implantação da PCH
Cavernoso II um custo de R$ 24.938,00.
A receita líquida será a diferença entre a receita obtida por venda de
energia ao preço da Tarifa Média de Fornecimento e os Custos de Operação e
Manutenção.
Tabela 16: Receita anual para cada cenário.
Cenário
Inicial I II III
Eanual (MWh) 6224 3199 1429 1985
CO&M (R$/ano) 38929 24938 24938 24938
Receita Total (R$/ano) 1400570 719868 321482 446749
Receita Líquida (R$/ano) 1361641 694930 296544 421811
Para os cenários I e II, onde se mantêm a unidade II na CGH
Cavernoso, foi estipulado um valor residual para essa turbina ao final do
período de concessão. Segundo dados da Copel (2013), o período de
concessão da CGH Cavernoso termina em 2031, o que equivale a um
horizonte de analise de 15 anos.
84
Para se estipular o valor de compra da Turbina em 1967, ano de sua
aquisição, considerou-se o preço atual de uma turbina similar levantado no
Relatório Técnico da Copel (2013). Essa turbina considerada para a
repotenciação da CGH Pitangui foi cotada em 2013 em aproximadamente 3,9
milhões de reais. Aplicando uma taxa de desconto de 8,7%, referente o índice
de correção IGP – DI (FVG), na equação (18) estimou-se que em 1965 a
unidade II valia R$ 71.333,00.
Aplicando a taxa de depreciação de 2,5% fornecida pela Resolução nº
44, de 17 de Março de 1999, encontra-se um valor residual de R$ 26.918,00
pra a Unidade II.
Para o cenário III foi feita a seguinte distinção visando uma melhor
análise dos dados. Primeiro considerou-se que a COPEL irá se desapropriar da
unidade II operando apenas com a unidade I (Cenário III.a), assim, logo no
primeiro ano da análise a unidade II será vendida por R$ 31.703,00, valor
residual para o ano de 2015 que pode ser observado no Apêndice I.
Em seguida, aproveitou-se o estudo realizado por Pedroso (2014) onde
se considerou que a unidade II seria realocada na CGH Pitangui, sendo assim,
acrescentou-se ao fluxo de caixa dessa opção (Cenário III.b) o investimento
necessário para a sua realocação nessa central e o incremento de receita
gerada pela unidade II instalada na CGH Pitangui. Releva-se que, para o
cenário III.b, a unidade II poderia ser realocada em qualquer outra central que
se adeque a suas características de operação, contudo ainda não existem
estudos que embasem sua alocação em outras centrais além da CGH Pitangui,
sendo essa, portanto, a opção adotada neste estudo.
Segundo a Pedroso (2014),
O aproveitamento da unidade II da PCH Cavernoso I apresenta ser
uma alternativa de grande interesse uma vez que, dado sua
compatibilidade com a CGH Pitangui em termos de queda e vazão,
promove uma grande redução de custos com a aquisição de novos
componentes hidromecânicos. Além de ser possível a reutilização do
conjunto turbina-gerador, o conduto forçado também poderá ser
reaproveitado, promovendo uma redução de custos considerável.
85
O levantamento dos dados por Pedroso (2014) estão disponíveis na
Tabela 17.
Tabela 17: Estimativa do orçamento para a implantação da Unidade II da CGH Cavernoso na
CGH Pitangui.
Item Custo (R$) Parte Civil
Desassoreamento do reservatório 300.000,00
Melhorias no vertedouro 300.000,00
Ensecadeiras 40.000,00
Escavações, demolições, aterros e concreto da casa de força 130.000,00
Fundação da edificação predial da casa de força 45.000,00
Estrutura complementar casa de máquinas e Sucção 150.000,00
Piso e revestimento 10.000,00
Alvenaria e revestimento 20.000,00
Pintura 15.000,00
Cobertura, serralheria e captação de água pluvial 20.000,00
Instalações elétricas 20.000,00
Projeto 20.000,00
Melhorias e aprofundamento da câmara de carga 30.000,00
Mobilização e desmobilização 40.000,00
Instalações hidráulicas 10.000,00
Hidromecânicos e Automatização da Central
Automatização 30.000,00
Desmobilização da unidade II da PCH Cavernoso I 15.000,00
Conduto Forçado complementar 74.540,00
Transporte dos componentes hidromecânicos 100.000,00
Tubo de sucção novo 20.000,00
Montagem e instalação do conduto forçado, turbina e gerador 150.000,00
Custo Total 1.539.540,00
Fonte: Relatório técnico preliminar (COPEL, 2013).
Além disso, em todos os cenários estudados será considerado um custo
de substituição do rotor devido a danos da cavitação. Esse valor foi estimado
por DENC (2005) em R$ 33.000,00 e será aplicado no meio do período de
análise.
Considerando todos os valores descritos, elaborou-se para cada um dos
cenários um fluxo de caixa.
86
Para o cenário I considerou-se uma receita anual a partir do primeiro ano
de R$ 694.930,00. Ao final dos 15 anos de análise, acrescentou-se o valor
residual de R$ 26.918,00 da unidade II.
Cenário I
Gráfico 20: Fluxo de caixa para o Cenário I.
Para o cenário II considerou-se uma receita anual menor de R$
321.482,00 por ano a partir do primeiro ano de análise. Ao final, acrescentou-se
o valor residual da unidade II gerando um montante total de R$ 348.400,00.
Cenário II
Gráfico 21: Fluxo de caixa para o Cenário II.
Para o cenário III.a adotou-se que logo no ano inicial a unidade II seria
vendida pelo seu valor residual para esse ano de R$ 31.703,00. A partir disso,
a operação com a unidade I geraria uma receita anual de R$ 446.749,00.
87
Cenário III.a
Gráfico 22: Fluxo de caixa para o Cenário III.a.
Para o cenário III.b. considerou-se que no ano inicial é feito um
investimento de R$ 1.539.540,00 referente aos gastos de transferência da
unidade II para a CGH Pitangui. A partir disso, a receita anual será uma
composição da receita gerada pela unidade I na CGH Cavernoso e do
incremento na geração de 1045 MWh por ano na CGH Pitangui causada pela
alocação da unidade II.
Cenário III.b
Gráfico 23: Fluxo de caixa para o Cenário III.b.
O método de análise de investimento que mais se adequa para esse estudo
é o VPL, já que nos cenários I, II e III.a não há necessidade de investimentos.
88
Na Tabela 18 são apresentados os valores encontrados, sendo que se utilizou
uma taxa de juros de 14% correspondente a taxa SELIC média do mês de
Outubro de 2015.
O cenário I foi o que apresentou o VPL mais elevado, contudo ele considera
uma taxa de indisponibilidade forçada que não é condizente com a realidade.
Logo, essa situação pode gerar complicações futuras para a Copel, visto que a
metodologia de cálculo e revisão da garantia física está na eminência de sofrer
alteração.
O cenário II apresentou o menor VPL dentre as opções, sendo assim,
reforça-se a preocupação em se manter a unidade II operando na CGH
Cavernoso, visto que para essa opção foram considerados os valores
observados de indisponibilidade forçada.
O cenário III.a mostrou que é mais vantajoso operar apenas com a unidade
I do que manter a unidade II.
O cenário III.b apresentou um VPL muito semelhante ao cenário III.a
mostrando que o custo de alocação da unidade II na CGH Pitangui pode ser
inteiramente coberto pelo incremento de geração. Para esse caso, calculou-se
ainda uma TIR de 42% e um payback de 2 anos e 7 meses.
Tabela 18: VPL para cada cenário.
VPL
Cenário I R$ 4.260.579,23
Cenário II R$ 1.813.625,73
Cenário III.a R$ 2.290.322,68
Cenário III.b R$ 2.178.731,40
89
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS E SUGESTÕES
Devido a eminência na modificação da metodologia de cálculo da Garantia
Física, estudou-se diferentes cenários visando aproximar os resultados das
novas possibilidades de cálculos, principalmente no que se refere a taxa de
indisponibilidade forçada.
Verificou-se uma diferença significativa no valor da garantia física ao se
utilizar os valores de referência do MME no cenário I e os valores reais e
observados no cenário II. Além disso, caso o estipulado para o cenário II se
realize, a análise do cenário III.a mostrou que operar apenas com a unidade I é
mais vantajoso que manter a unidade II.
Mesmo não sabendo qual alternativa será adotada no novo método de
cálculo, a realocação da unidade II para outra central se mostrou
extremamente viável economicamente. De modo que, recomenda-se a sua
execução o mais rápido possível ou, no mais tardar, após a recuperação da
PCH Cavernoso II cujas obras de recuperação ainda estão em andamento.
A realocação da unidade II na CGH Pitangui já foi considerada atraente no
estudo realizado por Pedroso (2014), onde na análise de alternativas, cita,
A alternativa do aproveitamento da unidade II da PCH Cavernoso I
mostrou ser uma alternativa de grande interesse visto sua
compatibilidade técnica quanto a instalação dessa turbina na CGH
Pitangui, sendo observada uma significativa redução de custos com a
compra de equipamentos novos.
Sendo assim, na ausência de outros estudos para a realocação dessa
unidade, adotou-se nos cálculos de viabilidade a transferência da unidade II
para a CGH Pitangui. Essa usina está localizada na margem direita do Rio
Pitangui, a nordeste da cidade de Ponta Grossa no Estado do Paraná á 127 km
de Curitiba. A potência instalada nesta central é 0,87 MW, e a energia
assegurada de 0,57 MWmédios (DENC, 2011). A alocação da unidade II da CGH
Cavernoso contribuiria para um aumento de energia de 1045 MWh por ano.
Esse ganho atrelado a eminente queda na garantia física da CGH Cavernoso
torna esta alternativa viável economicamente.
90
Uma opção que se mostrou muito conveniente neste trabalho foi manter a
unidade II funcionando no caso da Garantia física decair no máximo em 10%
do valor inicial de 0,87 MW, contudo o Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998
estipula que a construção da PCH Cavernoso II modificou de forma significativa
a geração de energia na CGH Cavernoso, sendo assim, essa central está
sujeita a uma Revisão Extraordinária de sua Garantia Física assim que a PCH
Cavernoso II voltasse a operar ou assim que fosse redefinida a forma de
calcular a garantia física de PCHs.
Como sugestão para outro trabalho, indica-se uma alternativa para o
cenário III, onde, além da realocação ou venda da unidade II, se faria a
substituição da unidade I da CGH Cavernoso por uma Bomba Funcionando
como Turbina (BFT). Esse estudo não foi realizado neste trabalho, mas poderia
contribuir para aumentar ainda mais o aproveitamento dessa alternativa ao
adotar um novo grupo gerador de baixo custo que operará a um fator de
capacidade próximo a 100%. Além disso, haverá uma economia nos gastos de
manutenção, já que, nas atuais condições de operação, a unidade I estaria
sujeita a um provável processo de cavitação por operar 80% do tempo com
uma vazão muito próxima a de corte.
91
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96
APÊNDICE I: Planilha de cálculo da depreciação da Unidade II.
Cota de depreciação
Ano #N Valor
residual (R$)
Valor depreciável
(R$)
Método Linear
Método da soma dos dígitos
Método Exponencial
1965 0 71332 0 0 0 0
1966 1 69593 1740 1740 1326 1326
1967 2 67936 3397 1698 1306 1306
1968 3 66356 4977 1659 1286 1286
1969 4 64848 6485 1621 1266 1266
1970 5 63407 7926 1585 1245 1245
1971 6 62028 9304 1551 1225 1225
1972 7 60708 10624 1518 1205 1205
1973 8 59444 11889 1486 1185 1185
1974 9 58230 13102 1456 1165 1165
1975 10 57066 14266 1427 1145 1145
1976 11 55947 15385 1399 1125 1125
1977 12 54871 16461 1372 1105 1105
1978 13 53836 17497 1346 1085 1085
1979 14 52839 18494 1321 1065 1065
1980 15 51878 19454 1297 1045 1045
1981 16 50952 20381 1274 1024 1024
1982 17 50058 21275 1251 1004 1004
1983 18 49195 22138 1230 984 984
1984 19 48361 22971 1209 964 964
1985 20 47555 23777 1189 944 944
1986 21 46775 24557 1169 924 924
1987 22 46021 25311 1151 904 904
1988 23 45290 26042 1132 884 884
1989 24 44583 26750 1115 864 864
1990 25 43897 27436 1097 844 844
1991 26 43232 28101 1081 824 824
1992 27 42586 28746 1065 804 804
1993 28 41960 29372 1049 783 783
1994 29 41352 29980 1034 763 763
1995 30 40761 30571 1019 743 743
1996 31 40187 31145 1005 723 723
1997 32 39629 31703 991 703 703
1998 33 39086 32246 977 683 683
1999 34 38558 32774 964 663 663
2000 35 38044 33288 951 643 643
2001 36 37543 33789 939 623 623
2002 37 37056 34277 926 603 603
97
Ano #N Valor
residual (R$)
Valor depreciável
(R$)
Método Linear
Método da soma dos dígitos
Método Exponencial
2003 38 36581 34752 915 583 583
2004 39 36118 35215 903 562 562
2005 40 35666 35666 892 542 542
2006 41 35226 36106 881 522 522
2007 42 34796 36536 870 502 502
2008 43 34377 36955 859 482 482
2009 44 33968 37365 849 462 462
2010 45 33568 37764 839 442 442
2011 46 33178 38155 829 422 422
2012 47 32796 38536 820 402 402
2013 48 32424 38909 811 382 382
2014 49 32059 39273 801 362 362
2015 50 31703 39629 793 341 341
2016 51 31355 39977 784 321 321
2017 52 31014 40318 775 301 301
2018 53 30681 40652 767 281 281
2019 54 30354 40978 759 261 261
2020 55 30035 41298 751 241 241
2021 56 29722 41611 743 221 221
2022 57 29415 41917 735 201 201
2023 58 29115 42217 728 181 181
2024 59 28821 42511 721 161 161
2025 60 28533 42799 713 141 141
2026 61 28250 43082 706 121 121
2027 62 27973 43359 699 100 100
2028 63 27702 43630 693 80 80
2029 64 27436 43897 686 60 60
2030 65 27174 44158 679 40 40
2031 66 26918 44414 673 20 20
