Sociedade da Água Consultoria Ambiental Ltda. Estudo de ... para Download/EIA... · desenho UHEBI-GER-LOC-001. O acesso aéreo à região é feito pelo Aeroporto Internacional de

Sociedade da Água Consultoria Ambiental Ltda. UHE Baixo Iguaçu

Estudo de Impacto Ambiental - EIA Capitulo III – Caracterização do empreendimento

Curitiba, abril de 2008

III – 2

Sumário p.

1 - Localização e acesso...............................................................................................................3

2 - Objetivo.....................................................................................................................................3

3 - Dados técnicos.........................................................................................................................3

3.1 - Descrição geral do empreendimento..................................................................................4

3.2 - Ficha resumo .....................................................................................................................5

3.3 - Reservatório.......................................................................................................................8

3.4 - Seqüência construtiva ........................................................................................................9

3.4.1 - Primeira fase de construção..................................................................................10

3.4.2 - Segunda fase de construção.................................................................................10

3.4.3 - Marcos principais ..................................................................................................11

4 - Infra-estrutura de apoio à obra..............................................................................................13

5 - Empreendimentos associados e decorrentes......................................................................14

6 - Justificativas para o empreendimento .................................................................................14

6.1 - Considerações iniciais......................................................................................................14

6.2 - O mercado de energia elétrica - evolução do consumo....................................................16

6.3 - Necessidade de energia elétrica e características do parque gerador..............................27

6.4 - Principais opções para a expansão da oferta...................................................................29

6.4.1 - Potencial hidrelétrico regionalizado e por estágio de desenvolvimento dos estudos.............................................................................................................................29

6.4.2 - Bases para a expansão da oferta..........................................................................33

6.5 - Justificativa técnico-econômicas ......................................................................................43

6.6 - Justificativas socioambientais ..........................................................................................44

7 - Referências bibliográficas.....................................................................................................47

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Capítulo - III - Caracterização do empreendimento

1 - Localização e acesso

A UHE Baixo Iguaçu é o último aproveitamento hidrelétrico em cascata previsto para o rio Iguaçu, afluente do rio Paraná, com localização a jusante da UHE Salto Caxias, nas coordenadas 25º 30’ de latitude sul e 53º 40’ de longitude oeste.

O eixo do barramento situa-se no Estado do Paraná, a 174 km da foz do rio Iguaçu, imediatamente a montante da confluência do rio Gonçalves Dias e do limite do Parque Nacional do Iguaçu, entre os municípios de Capanema, na margem esquerda, e Capitão Leônidas Marques, na margem direita.

O acesso rodoviário ao local do empreendimento, a partir de Foz do Iguaçu, é feito pela BR-277, por cerca de 120 km, até pouco antes de chegar em Cascavel, e então pela estrada PR-182/163, seguindo por 57 km até o município de Capitão Leônidas Marques. Outra opção é sair de Curitiba também pela BR-277 até Cascavel, porém este trecho corresponde a aproximadamente 500 km.

A localização do empreendimento e a malha rodoviária da região estão representadas no desenho UHEBI-GER-LOC-001.

O acesso aéreo à região é feito pelo Aeroporto Internacional de Foz do Iguaçu.

2 - Objetivo

O objetivo da UHE Baixo Iguaçu é a geração de energia elétrica, com uma potência instalada de 350 MW, para integração ao Sistema Interligado Nacional - SIN.

3 - Dados técnicos

A UHE Baixo Iguaçu é um empreendimento hidrelétrico com arranjo geral clássico, de derivação curta, e é composto das seguintes estruturas:

- Circuito de adução e geração (canal de adução, conjuntos tomada d´água/casa de força e canal de fuga) e área de montagem, na margem esquerda;

- Vertedouro, posicionado no leito do rio junto à margem esquerda;

- Barragem de enrocamento, na margem direita;

Trata-se de um empreendimento a fio d’água, com nível d’água normal do reservatório na elevação 259,00 m e queda de 17,4 m.

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3.1 - Descrição geral do empreendimento

A crista da barragem de enrocamento está posicionada na elevação 263,00 m, com borda-livre de 4,0 m em relação ao nível d´água máximo normal. A seção da barragem de enrocamento é do tipo tradicional, com núcleo central impermeável de solo compactado.

O vertedouro é do tipo de superfície e foi posicionado no leito do rio. A estrutura, dimensionada para a vazão máxima provável de 53.585 m3/s, tem 20 comportas segmento, com 20,00 m de largura por 17,60 m de altura. A dissipação de energia, em ressalto hidráulico, será feita em uma bacia, com laje na elevação 241,60 m e comprimento de 72,0 m.

O canal de adução na margem esquerda está dimensionado para a vazão máxima a ser turbinada, da ordem de 2.355 m3/s. O canal, com 100 m de largura por cerca de 300 m de comprimento, é todo escavado em rocha.

O conjunto tomada d’água/casa de força, uma solução clássica, é formado por três blocos monolíticos de concreto, em seção tipo gravidade, cada um com largura de 35,00 m. A casa de força abriga três unidades hidrogeradoras do tipo Kaplan de eixo vertical, com potência unitária de 119,29 MW. A capacidade total instalada é de 350 MW. Cada bloco tem 35,00 m da largura por 77,62 m de comprimento. A altura máxima sobre a fundação é de 70 m.

O canal de fuga, com extensão de cerca de 300 m, é todo escavado em rocha, apresentando ainda um trecho com escavação no leito do rio de modo a garantir condições hidráulicas adequadas de restituição do fluxo ao canal natural.

A área de montagem, com 44 m de largura, está posicionada no bloco lateral da casa de força na elevação 251,40 m. A área de descarga dos equipamentos foi posicionada no mesmo bloco, na elevação 258,50 m.

A subestação da usina, de 230 kV, tem dimensões de 81 m x 114 m, e está posicionada ao lado do canal de fuga.

O desenho UHEBI-GER-ARR-003 mostra o arranjo geral do empreendimento.

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3.2 - Ficha resumo

A seguir é apresentada um extrato da ficha resumo com as principais características técnicas da usina.

FICHA-RESUMO – ESTUDOS DE VIABILIDADE E PROJETO BÁSICO NOME DA USINA: BAIXO IGUAÇU DATA: Out./2004

ETAPA: ESTUDO DE VIABILIDADE Potência (MW): 350

NOME DO INTERESSADO: DESENVIX S. A .

CONTATO: José Antunes Sobrinho / [email protected] TEL.: (48) 2107-0304

1. LOCALIZAÇÃO

RIO: IGUAÇU BACIA: 6 SUB-BACIA: 65

DIST. DA FOZ: 174Km MUNICÍPIOS: ME: Capanema UF: PR

COORDENADAS GEOGRÁFICAS: (BARRAGEM) MD: Capitão Leônidas Marques UF: PR

BARRAGEM: LATITUDE: 25º 30' 12” LONGITUDE: 53º 40' 18” MUNICÍPIO

CASA DE FORÇA: LATITUDE: 25º 30' 29 LONGITUDE: 53º 40' 43” (C.DE FORÇA) Capanema UF: PR

2. CARTOGRAFIA / TOPOGRAFIA

PROJEÇÃO CARTOGRÁFICA: ZONA: 22/23DATUM: SAD 69 DATUM LOCAL: -

CARTAS E PLANTAS TOPOGRÁFICAS: DATA: 1980ESCALA: 1:250.000 FONTE: DSG

ESCALA: 1:15.000 FONTE: AEROMAPA FOTOS AÉREAS: DATA: 28/04/2004

ESCALA: 1:8.000 FONTE: AEROMAPA

1:5.000 FONTE: AEROMAPA RESTITUIÇÃO AEROFOTOGRAMÉTRICA: ESCALA:

1:2.000 FONTE: AEROMAPA

3. HIDROMETEOROLOGIA

POSTOS FLUVIOMÉTRICOS DE REFERÊNCIA:

CÓD.: 65035000 NOME: Porto Amazonas RIO: Iguaçu AD: 3662 km²

CÓD.: 65060000 NOME: São Mateus do Sul RIO: Iguaçu AD: 6065 km²

CÓD.: 65310000 NOME: União da Vitória RIO: Iguaçu AD: 24211 km²

CÓD.: 65895002 NOME: Salto Osório Jusante UHE RIO: Iguaçu AD: 45824 km²

CÓD.: 65985000 NOME: Estreito do Iguaçu RIO: Iguaçu AD: 62236 km²

CÓD.: 65986000 NOME: Estreito do Iguaçu Novo RIO: Iguaçu AD: 63236 km²

CÓD.: 65993000 NOME: Salto Cataratas RIO: Iguaçu AD: 67317 km²

VAZÕES MÉDIAS MENSAIS (m3/s) – PERÍODO: JAN/1931 A DEZ/2001

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

1209 1385 1197 1096 1394 1677 1654 1344 1571 2059 1534 1205

EVAPOR. MÉDIA MENSAL (mm)

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

160 154 162 136 118 96 72 64 72 86 100 131

PREC. MÉDIA ANUAL: 1.850 mm VAZÃO MLT – PERÍODO: (JAN/1931 A DEZ/2001) 1.444 m³/s

EVAP. MÉDIA ANUAL: 1.348 mm VAZÃO PERÍODO CRÍTICO (JUN/1949 A NOV/1956) 1.199 m³/s

EVAP. MÉDIA MENSAL: 112 mm VAZÃO MÁX. REGISTRADA 29.969 m³/s

ÁREA DE DRENAGEM: 61.580 km² VAZÃO MÍN. REGISTRADA 143 m³/s

VAZÃO Q 7,10 177 m³/s

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4. RESERVATÓRIO

CARACTERÍSTICAS GERAIS NA NORMAL de JUSANTE: 241,98 m

VIDA ÚTIL DO RESERVATÓRIO: > 1000 Anos NA MÁX. de JUSANTE: 255,76 m

PERÍMETRO: 225 Km CRISTA DA BARRAGEM: 263,00 m

PROFUNDIDADE MÉDIA: 13,60 M ALTURA DA BARRAGEM: 22,00 m

PROFUNDIDADE MÁXIMA: 26,00 M VOLUMES

TEMPO DE FORMAÇÃO: 4,0 Dias No NA MÁX. NORMAL: 211,92 x106 m³

TEMPO DE RESIDÊNCIA: 1,7 Dias No NA MÍN. NORMAL: 183,00 x106 m³

NÍVEIS ÁREA INUNDADA TOTAL

NA MÁX. NORMAL: 259,00 M NA MÁX. NORMAL: 31,63 km²

NA MÁX. MAXIMORUM: 260,60 M NA MÁX. MAXIMORUM: 35,36 km²

NA MÍN. NORMAL: 258,00 M NA MÍN. NORMAL: 31,63 km²

ÁREAS INUNDADAS POR MUNICÍPIO (em ha) - NA MÁX NORMAL

MUNICÍPIOS UF SEM A CALHA DO RIO

Capanema PR 452,4

Capitão Leônidas Marques PR 555,8

Planalto PR 6,18

Realeza PR 340,7

Nova Prata do Iguaçu PR 3,87

5. TURBINAS

TIPO: Kaplan QUEDA DE REFERÊNCIA: 16,58 m

NÚMERO DE UNIDADES: 3 - VAZÃO NOMINAL UNITÁRIA: 785,26 m³/s

POTÊNCIA UNITÁRIA NOMINAL: 119,29 MW RENDIMENTO MÁXIMO: 93,9 %

ROTAÇÃO SÍNCRONA: 69,23 r.p.m. PESO TOTAL POR UNIDADE: 1.900 kN

6. GERADORES

POTÊNCIA UNITÁRIA NOMINAL: 129,7 MVA RENDIMENTO MÁXIMO: 97,8 %

TENSÃO NOMINAL: 13,8 kV PESO DO ROTOR: 6.460 kN

FATOR DE POTÊNCIA: 0,90 -

7. INSTALAÇÕES DE TRANSMISSÃO DE INTERESSE RESTRITO À CENTRAL GERADORA

SUBESTAÇÃO ELEVATÓRIA - DADOS DO TRANSFORMADOR SUBESTAÇÃO DE INTERLIGAÇÃO

NÚMERO DE UNIDADES: 3 - A CONSTRUIR ? (sim ou não): Não

POTÊNCIA UNITÁRIA NOMINAL: 130 MVA NOME: Cascavel Oeste

TENSÃO ENR. PRIM.: 230 KV CONCESSIONÁRIA: -

TENSÃO ENR. SEC.: 13,8 KV NÚMERO DE UNIDADES: -

LINHA DE TRANSMISSÃO POTÊNCIA UNITÁRIA NOMINAL: - kVA

EXTENSÃO: 60 Km TENSÃO ENR. PRIM.: - kV

TENSÃO: 230 KV TENSÃO ENR. SEC.: - kV

CIRCUITO (Simples ou Duplo): Simples

8. ESTUDOS ENERGÉTICOS

QUEDA BRUTA: 17,40 M RENDIMENTO DO CONJ. TURBINA/GERADOR: 90 %

PERDA HIDRÁULICA: 2 % VAZÃO REMANESCENTE: - m³/s

FATOR DE INDISP. FORÇADA: 2,533 % ENERGIA GERADA: 189,48 MW médios

FATOR DE INDISP. PROGRAMADA: 8,091 % ENERGIA FIRME: 167,89 MW médios

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9. IMPACTOS SÓCIO-AMBIENTAIS

POPULAÇÃO ATINGIDA (N° HABITANTES): FAMÍLIAS ATINGIDAS:

URBANA: 30URBANA: 12

RURAL: 1.292RURAL: 347

TOTAL: 1.322TOTAL: 359

QUANTIDADE DE NÚCLEOS URBANOS ATINGIDOS: 1 (Marmelândia)

INTERFERÊNCIA EM ÁREAS LEGALMENTE PROTEGIDAS ? (sim ou não) Não

INTERFERÊNCIA EM ÁREAS INDÍGENAS ? (sim ou não) não TRIBO (S): -

RELOCAÇÃO DE ESTRADAS ? (sim ou não) não EXTENSÃO: - Km

RELOCAÇÃO DE PONTES ? (sim ou não) sim EXTENSÃO: 0,1Km

EMPREGOS GERADOS DURANTE A CONSTRUÇÃO:

DIRETOS: 1.800 INDIRETOS: 3.600

10. CRONOGRAMA - PRINCIPAIS FASES

INÍCIO DAS OBRAS ATÉ O DESVIO: 15meses TOTAL: 44meses

DESVIO ATÉ O FECHAMENTO/ GERAÇÃO (1ª UNID.): 23meses MONTAGEM ELETROMECÂNICA (1° UNID.): 32meses

OPERAÇÃO PRIMEIRA UNIDADE: 38meses

DADOS DE ARRANJO

11. DESVIO

1ª. FASE ÓRGÃO DE DESCARGA: CANAL DO RIO ESTRANGULADO PELA

ENSECADEIRAESCAVAÇÃO COMUM: 0 m³

VAZÃO DE DESVIO: (TR = 25 ANOS) 20.497 m³/s ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: 0 m³

2ª. FASE ENSECADEIRA 1ª. FASE (ETAPA A): 350.000 m³ ÓRGÃO DE DESCARGA: VERTEDOURO ENSECADEIRA 1ª. FASE (ETAPA B): 455.000 m³

VAZÃO DE DESVIO: (TR = 50 ANOS) 23.873 m³/s ENSECADEIRA 2ª. FASE (VEDAÇÃO): 136.000 m³

12. BARRAGEM

TIPO DE ESTRUTURA / MATERIAL: Enrocamento FILTROS E TRANSIÇÕES: 67.0000 m³

COMPRIMENTO TOTAL DA CRISTA: 516 m NÚCLEO DE ARGILA: 128.000 m³

ESCAVAÇÃO COMUM: 235.000 m³ CONCRETO COMPACTADO A ROLO - CCR: m³

ENROCAMENTO 610.000 m³ VOLUME TOTAL: 805.000 m³

13. DIQUES

TIPO DE ESTRUTURA / MATERIAL: - ATERRO COMPACTADO: - m³

COMPRIMENTO TOTAL DA(S) CRISTA(S):

- m FILTROS E TRANSIÇÕES: - m³

ALTURA MÁXIMA: - m CONCRETO CONVENCIONAL: - m³

COTA DA CRISTA: - m CONCRETO COMPACTADO A ROLO - CCR: - m³

ENROCAMENTO: - m³ VOLUME TOTAL: - m³

14. VERTEDOURO

TIPO: CONCRETO (CONVENCIONAL): 255.000m³

VAZÃO DE PROJETO: VMP 53.585 M³/s COMPORTAS:

COTA DA SOLEIRA: 241,60 M TIPO: Segmento

COMPRIMENTO TOTAL: 480 M ACIONAMENTO: Hidráulico

NÚMERO DE VÃOS: 20 - LARGURA: 20,0 m

LARGURA DO VÃO: 20 M ALTURA: 17,6 m

ESCAVAÇÃO COMUM: 335.000 M³

ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: 795.000 M³

ESCAVAÇÃO EM ROCHA A SUBTERRÂNEA: - M³

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15. SISTEMA ADUTOR

CANAL DE ADUÇÃO: TOMADA D’ÁGUA:

COMPRIMENTO: 300 M TIPO: Gravidade

LARGURA / SEÇÃO: 100/1010 m / m2 COMPRIMENTO TOTAL: - m

ESCAVAÇÃO COMUM: 286.000 m³ NÚMERO DE VÃOS: 3 -

ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: 1.090.000 m³ ESCAVAÇÃO COMUM: - m³

ESCAVAÇÃO EM ROCHA SUBTERRÂNEA: - m³ ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: - m³

CONCRETO: - m³ ESCAVAÇÃO EM ROCHA A SUBTERRÂNEA: - m³

CONDUTO FORÇADO: CONCRETO: m³

NÚMERO DE UNIDADES: - - COMPORTAS:

DIÂMETRO INTERNO: - M TIPO: Vagão

COMPRIMENTO MÉDIO: - M ACIONAMENTO: Óleo Hidráulico

LARGURA: 8,0 m

ALTURA: 15,22 m

16. CASA DE FORÇA/CANAL DE FUGA

TIPO: Abrigada ESCAVAÇÃO COMUM: 427.000 m³

NÚMERO DE UNIDADES: 3 - ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: 2.100.000 m³

LARGURA DOS BLOCOS: 35 M ESCAVAÇÃO EM ROCHA A SUBTERRÂNEA: - m³

ALTURA DOS BLOCOS: 70 M CONCRETO: 151.250 m³

COMPRIMENTO DOS BLOCOS: 77,62 M

17. OBRAS ESPECIAIS

TIPO: - ESCAVAÇÃO EM ROCHA A SUBTERRÂNEA: - m³

ESCAVAÇÃO COMUM: - m³ CONCRETO CONVENCIONAL: - m³

ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: - m³ CONCRETO COMPACTADO A ROLO – CCR: - m³

18 . VOLUMES TOTAIS

ESCAVAÇÃO COMUM: 1.283.000 m³ ATERROS: 1.136.000 m³

ESCAVAÇÃO EM ROCHA A CÉU ABERTO: 3.985.000 m³ CONCRETO S/ CIMENTO: 340.500 m³

ESCAVAÇÃO EM ROCHA A SUBTERRÂNEA:

- m³ CONCRETO COMPACTADO A ROLO - CCR: - m³

ENROCAMENTO: 610.000 m³

3.3 - Reservatório

A UHE Baixo Iguaçu, devido às suas características, apresenta uma barragem de baixa altura e pequeno reservatório. O reservatório possui uma superfície total de 31,63 km2, dos quais mais de 18 km2 correspondem à calha do rio e cerca de 13 km² correspondem a áreas inundadas. A tabela 3.1 a seguir mostra a área e o percentual de área inundados nos municípios atingidos.

O reservatório deverá ser operado a fio d’água, ou seja, toda vazão afluente ao reservatório passará pelas turbinas ou pelo vertedouro. Sendo assim, a usina não altera a sazonalidade do rio Iguaçu em nível mensal, e, portanto, o seu reservatório não tem capacidade de regularizar vazões. No entanto, ao longo de um dia esse quadro pode se modificar, pois a usina tem a capacidade de operar para atender as demandas de ponta dos horários de maior necessidade de energia do setor interligado brasileiro, e nesse caso

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gerar, variações diárias significativas de vazão, tais como as que são observadas na UHE Salto Caxias.

Quadro 3.1 Área inundada por município

Área inundada (cota 259 m) Área inundada (km²) (1)

Área total do município (km²) (2)

% Área inundada/total

Capanema 4,52 418,2 1,0808%

Capitão Leônidas Marques 5,56 220,4 2,5227%

Nova Prata do Iguaçu 0,04 343,9 0,0116%

Planalto 0,06 329,8 0,0182%

Realeza 3,41 354,3 0,9625%

Total 13,59 1.666,60 0,8154% (1) Restituição aerofotogramétrica. Cálculos efetuados pelo Engevix Engenharia S/A. (2) IBGE – Censo, 2000.

Para se atingir a cota 259,0 m, equivalente ao NA máximo normal, o volume total a ser preenchido corresponde a 211,9 x 106 m³, o que poderá ser feito em menos de quatro dias, tempo médio estimado para o enchimento do reservatório.

A vida útil do reservatório é muito elevada. Os cálculos considerando as condições hidrológicas históricas indicam mais de mil anos, muito em função da operação das usinas à montante, que já retém boa parte dos sedimentos carreados, dando a UHE Baixo Iguaçu excelentes condições de operação.

3.4 - Seqüência construtiva

Para implantação do empreendimento, estão previstas duas fases de construção. Na primeira fase, após a execução da ensecadeira de primeira fase adentrando parcialmente o rio, é construída a parte da estrutura do vertedouro no leito do rio. As estruturas do circuito de adução/geração podem ser construídas independentemente do desvio do rio, em função da proteção do septo natural da margem esquerda.

Ainda na primeira fase, após a conclusão das obras civis da primeira parte do vertedouro, é complementada a ensecadeira até a sua posição final de projeto, provocando um estreitamento mais acentuado do canal natural do rio. Esta ensecadeira na sua condição final garantirá proteção contra cheias de 1:25 anos de recorrência.

A execução da obra do vertedouro em duas etapas durante a primeira fase do desvio, faz com que o período efetivo de exposição às cheias seja minimizado, aumentando a segurança das ensecadeiras.

Na segunda fase, com o rio desviado pelo vertedouro, é construída a barragem de enrocamento na margem direita, bem como concluídas as obras do circuito de adução e geração.

O UHEBI-GER-ARR-003 apresenta a seqüência construtiva.

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3.4.1 - Primeira fase de construção

A primeira fase de construção apresentará obras somente na margem esquerda do rio Iguaçu. Esta fase se iniciará com a construção parcial da ensecadeira de primeira fase a partir da margem esquerda, em forma de “U”, adentrando cerca de 200 m dos 650 m de largura do rio no local.

Concomitantemente à construção desta ensecadeira, iniciar-se-á a implantação do circuito de adução e geração na margem esquerda. Esse circuito pode ser todo executado independentemente do desvio do rio, em função da proteção do septo natural da margem esquerda.

A ensecadeira de primeira fase foi concebida em seção de duplo cordão de enrocamento, com vedação central, de modo a permitir a sua execução no trecho paralelo ao rio.

Inicialmente serão implantados os cordões de enrocamento projetados para a vazão de 2.400 m3/s – máxima vazão defluente da UHE Salto Caxias a montante. As cotas da crista dos cordões de enrocamento foram fixadas nas elevações 244,00 m (jusante) e 245,00 m (montante), suficientes para vencerem o nível d´água do rio, na época da execução, correspondente à vazão de projeto. Concomitantemente com o lançamento dos cordões, porém mantendo-se uma defasagem entre eles, será lançada a vedação no espaço entre os aterros de enrocamento, compondo a pré-ensecadeira.

Após a implantação da pré-ensecadeira, a área ensecada será esgotada, a fundação será limpa e proceder-se-á ao alteamento do corpo da ensecadeira até uma elevação variável de 253,00/248,65 m de montante para jusante.

Após a conclusão da ensecadeira, serão executados os trabalhos de escavação e tratamentos da fundação, bem como a concretagem de nove blocos da estrutura do vertedouro e iniciados os trabalhos de montagem das comportas.

Em seguida, será complementada a ensecadeira de primeira fase avançando mais cerca de 260 m para dentro do rio, de modo a permitir a concretagem dos outros doze blocos da estrutura do vertedouro e a conclusão da montagem das comportas. Nessa condição, as alturas de projeto das ensecadeiras garantirão uma proteção contra cheias de 25 anos de recorrência.

Ainda durante a primeira fase do desvio, quando da complementação da ensecadeira de primeira fase, será lançada ensecadeira paralela ao fluxo, próximo à margem esquerda, com crista na elevação 244 m, que permitirá o ensecamento para escavação do trecho de jusante do canal de fuga. Esta elevação da ensecadeira confere proteção contra cheias da ordem de dois anos de recorrência, com uma permanência de mais de 99% com vazões inferiores à de projeto, o que é adequado para trabalhos apenas de escavação em rocha.

3.4.2 - Segunda fase de construção

Quando a estrutura de concreto do vertedouro estiver pronta para receber as águas do rio, serão abertos os tramos de montante e de jusante da ensecadeira de primeira fase.

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Concomitantemente, serão construídas as ensecadeiras de montante e jusante de segunda fase, transversais ao canal de desvio, para ensecar a área de implantação da barragem de enrocamento da margem direita. Esses dois tramos serão incorporados à barragem de enrocamento.

A pré-ensecadeira de segunda fase foi projetada segundo o mesmo critério adotado para a de primeira fase. Já a ensecadeira de segunda fase foi projetada para proteger a área da barragem de enrocamento contra a vazão com tempo de recorrência de 50 anos, da ordem de 23.873 m3/s. A crista da ensecadeira foi fixada na elevação 252,60 m (montante) e 249,50 m (jusante).

Concomitantemente à construção da ensecadeira, prosseguirão os serviços de construção da casa de força e de montagem dos equipamentos eletromecânicos.

Antes do início do enchimento do reservatório, deverão ser removidos os trechos remanescentes da ensecadeira de primeira fase.

3.4.3 - Marcos principais

O cronograma de obras prevê um período de construção total de 44 meses, desde o início da mobilização do empreiteiro civil e implantação do canteiro de obras até a geração comercial da terceira unidade geradora e desmobilização dos empreiteiros civis e de montagens eletromecânicas.

A entrada do empreiteiro das obras civis é suposta acontecer em janeiro do Ano I.

Paralelamente à construção dos acessos e das primeiras edificações do canteiro, serão iniciadas as obras de desvio do rio.

A ensecadeira de primeira fase deverá estar concluída em abril do Ano I, para permitir o desvio do rio pelo seu leito natural parcialmente restrito junto à margem direita.

O lançamento dos cordões de fechamento das ensecadeiras de segunda fase, bem como a abertura das ensecadeiras de primeira fase, que possibilitará a passagem do rio pelos vãos do vertedouro, acontecerão até abril do Ano III.

O início do enchimento do reservatório, bem como a entrada em funcionamento comercial da primeira unidade geradora, após os testes de recepção, são previstos respectivamente para janeiro e fevereiro do Ano IV. As demais unidades entrarão em operação comercial a cada dois meses.

A figura 3.1 mostra o cronograma físico simplificado de implantação do empreendimento.

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Figura 3.1 - UHE Baixo Iguaçu – Cronograma simplificado de implantação

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

BAIXO IGUAÇU - PRAZO TOTAL DA OBRA

CANTEIRO DE OBRAS - MARGEM ESQUERDA

Mobilização Acessos Instalação do Canteiro DesmobilizaçãoCANAL DE ADUÇÃO, TOMADA D'ÁGUAe CASA DE FORÇA Escavações / Tratamentos de Fundação Concretagem Montagens Diversas Montagem da Ponte Rolante Montagem Eletromecânica Unidade 1 Montagem Eletromecânica Unidade 2 Montagem Eletromecânica Unidade 3

DESVIO DO RIO

Escavação da Margem Esquerda Ensecadeira de 1ª Fase (complemento) Remoção da Ensecadeira de 1ª Fase Ensecadeiras de 2ª Fase

BARRAGEM DE ENROCAMENTO - MD

Ensecadeiras de 2ª Fase Incorporadas Limpeza e Tratamentos de Fundação Alteamento do Maciço da Barragem

VERTEDOURO NO LEITO DO RIO

Escavações / Tratamentos de Fundação Concretagem Montagem Guias e Comportas

SUBESTAÇÃO / LT

Escavações Concretagem das Bases Montagem

MARCOS PRINCIPAIS

Desvio do Rio - 1ª Fase Desvio do Rio - 2ª Fase Início do Enchimento do Reservatório Início da Geração Unidade 1 Início da Geração Unidade 2 Início da Geração Unidade 3

LEGENDA= ESCAVAÇÕES / ATERROS CONCRETO MONTAGEM ELETROMECÂNICA PRINCIPAIS MARCOS

ANO I ANO II ANO III ANO IV

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4 - Infra-estrutura de apoio à obra

Em função do arranjo geral previsto, o canteiro principal de obras será implantado na margem esquerda, onde se situam as estruturas de concreto. O acesso será feito a partir da estrada PR-182/163. Na margem direita considerou-se apenas a instalação de um posto de atendimento aos equipamentos de transporte que circularão nessa margem, onde se encontram as jazidas de solo e pedreira.

O acampamento, que deverá ser mínimo em face da infra-estrutura existente e da disponibilidade de serviços na região, também será implantado na margem esquerda em área próxima à do canteiro de obras.

As centrais de concreto, de armadura, de forma e de britagem, oficinas, almoxarifados, escritórios, alojamentos, refeitórios e centrais de utilidades, bem como as áreas de estocagem de materiais, ocuparão uma área de cerca de 70 ha, sendo mais de 54 ha na margem esquerda, como mostra o desenho UHEBI-GER-ARR-003.

Os volumes dos principais serviços de obras civis, à exceção do expressivo volume de escavações em rocha a céu aberto, da ordem de 4 x 106 m3, aproximadamente, são usuais em obras desse porte. O volume total de concreto é da ordem de 400.000 m3.

O concreto será transportado entre a central e o local de lançamento em caçambas colocadas em caminhões-plataforma ou em caminhões-betoneira. O lançamento deverá será feito por meio de guindaste-torre.

A concretagem da casa de força deverá ser planejada de tal maneira que seja possível montar a ponte rolante até julho do ano III, o que facilitará a montagem dos equipamentos eletromecânicos.

A construção da barragem de enrocamento será facilitada pelo acesso permanente pela margem esquerda, a partir de Capanema.

Os materiais terrosos para emprego na construção do barramento e ensecadeiras serão provenientes das escavações obrigatórias. Caso haja necessidade, em decorrência de questões construtivas, áreas para empréstimo de solos deverão situar-se a montante do barramento, em locais a serem inundados pelo futuro reservatório. Essas áreas não deverão ser exploradas em distâncias inferiores a 200 m dos limites do barramento, visando não alterar as condições de percolação pelas fundações.

A rocha necessária à construção do barramento (enrocamento, brita e eventual areia artificial) constitui-se principalmente de basalto denso e será proveniente das escavações obrigatórias. Porém, se em decorrência de questões construtivas houver necessidade de pedreira, a mesma deverá situar-se, preferencialmente, a montante do barramento, em local a ser inundado pelo futuro reservatório e, em qualquer caso, a mais de 500 m de distância das estruturas.

Na região do sítio do barramento os depósitos de areia são restritos, não favorecendo sua exploração para uso nas obras. Conseqüentemente, poderá ser necessário fabricar areia para concretos e filtros.

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As áreas destinadas ao bota-fora dos materiais de rejeito e/ou sobra encontram-se localizadas a montante do eixo do barramento, em locais a serem inundados. Tal procedimento visa minimizar efeitos ambientais indesejáveis.

5 - Empreendimentos associados e decorrentes

O empreendimento associado/decorrente é a Linha de Transmissão, com 60 km de extensão, na tensão de 230 kV, que interligará a UHE Baixo Iguaçu ao sistema elétrico na subestação de Cascavel Oeste, no município de Cascavel.

6 - Justificativas para o empreendimento

6.1 - Considerações iniciais

Dentre as características do setor elétrico brasileiro, a predominância da fonte hidráulica de energia, influenciou boa parte do seu desenvolvimento tecnológico e institucional. Por ser o consumo de energia um dos processos mais marcantes das intervenções humanas sobre o meio ambiente, cabe ao setor elétrico uma grande responsabilidade com as questões relacionadas à conservação ambiental.

A opção pela fonte hidráulica no Brasil encontra, entre outros aspectos, justificativas físicas de grande apelo estratégico. De fato, desde o período inicial do processo de industrialização e o crescimento das necessidades energéticas da sociedade, a principal fonte de energia constituía-se no carvão mineral, abundante na Europa, particularmente na Inglaterra, berço da chamada Revolução Industrial. No entanto, as reservas de carvão em território brasileiro limitam-se a região Sul do país, especialmente onde estão hoje instalados os municípios de Criciúma e Siderópolis, em Santa Catarina.

Observa-se que a partir da década de 1920, o desenvolvimento tecnológico facilitou o aproveitamento dos potenciais hidrelétricos nos países onde o mesmo mostrava-se preferencialmente mais adequado, face à abundância de recursos hídricos e/ou ausência de combustíveis fósseis.

Dada a falta de outras fontes energéticas e a disponibilidade de recursos hídricos em território nacional, diversos empreendimentos hidrelétricos passaram a ser construídos no Brasil, especialmente a partir da metade do século XX.

O aproveitamento mais eficiente das quedas hídricas é obtido, em geral, pelo planejamento de trechos amplos de um rio, ou de uma bacia hidrográfica, de forma a viabilizar o maior conjunto possível de aproveitamentos ou aqueles mais adequados energética e ambientalmente.

A geração hidrelétrica assume ainda outras particularidades técnicas, relacionadas ao capital necessário para investimento, o prazo para o início da remuneração e as condições para o estabelecimento de tarifas e de operação de um sistema baseado na disponibilidade hídrica e suas diferenças em um país de dimensões como o Brasil.

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Estes fatores impunham a necessidade de organização institucional do setor elétrico que fosse capaz de atender as necessidades de planejamento e financiamento das obras necessárias, que se somavam as demais características vivenciadas pela economia brasileira nas primeiras décadas do século XX.

Formou-se então um cenário propício para o estabelecimento de marcos regulatório mais abrangente, como foi a instituição, em 1934, do Código de Águas. Este é frequentemente citado como um dos diplomas legais mais representativos do processo de configuração do setor elétrico bem como em relação a gestão dos recursos hídricos e a aspectos ambientais de grande importância, por reger o uso das águas, um dos principais recursos naturais.

A gestão das atribuições definidas pelo Código das Águas estava subordinada ao DNPM – Departamento Nacional de Produção Mineral, que contava com um serviço de águas. Somente em 1965 foi criado o DNAEE - Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (extinto em 1997, com a implantação da Aneel - Agência Nacional de Energia Elétrica).

Paralelamente a instituição do DNAEE, já estava em tramitação a criação da Eletrobrás, através do projeto de Lei n° 4.277/54. Sua efetiva criação ocorreu em 1961, de acordo com a Lei n° 3.890-A, de 25 de abril de 1961, sete anos após a apresentação ao Congresso. Somente em 1964 a Eletrobrás começou a operar e dentre suas atribuições, citam-se a realização de estudos, projetos, construção e operação de usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica.

Com a constituição da Eletrobrás e a formação do monopólio estatal, todas as concessões de aproveitamentos hidrelétricos estavam destinadas a empresas regionais do governo. A estas empresas estipularam-se áreas de atuação, delimitadas geograficamente, cujo desenho aproximava-se da divisão regional do Brasil.

Este modelo apresentou sinais de esgotamento a partir dos anos oitenta do século XX, quando a economia mundial já havia passado por dois choques do petróleo (em 1975 e 1979) e pela conseqüente elevação dos juros internacionais. Por sua vez, tal elevação tornou o serviço da dívida externa brasileira sufocante para todas as iniciativas que não revertessem em geração de divisas e melhoria na balança de pagamentos.

As condições que então praticamente induziram à estatização haviam se alterado substancialmente. Assim, o Brasil realizou e vem realizando profundas modificações na estrutura do seu setor elétrico. O Estado que sempre foi um grande investidor em infra-estrutura, a partir da década de 1980, conforme salientado, reduziu drasticamente seus investimentos e teve de buscar novos caminhos, iniciando um vasto programa de privatizações, transferindo para o setor privado, já na década de 1990, várias empresas.

O setor elétrico foi bastante afetado, pois ocorreram mudanças sensíveis com a entrada de novos conceitos e novos cenários. Ocorreram a criação de organismos, tais como a Agência Nacional de Energia Elétrica – Aneel, já citada, e a Agência Nacional do Petróleo - ANP, e a maior possibilidade de participação do capital privado, embora com o setor ainda em reorganização. Com isto, novos investimentos foram sendo direcionados para a área de energia.

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A retomada do processo de planejamento de modo estruturado e coordenado, desde os estudos da matriz energética, passando pelo planejamento de longo prazo, que orienta o Plano Decenal, induz a integração dos aspectos socioambientais ao processo de planejamento e de tomada de decisão, simultaneamente aos aspectos econômicos e energéticos.

Ao Ministério de Minas e Energia – MME, através de seus órgãos e empresas, coube promover diversos estudos e análises com o objetivo de subsidiar a formulação de políticas energéticas, bem como orientar a definição dos planejamentos setoriais.

A Empresa de Pesquisa Energética – EPE, empresa pública, vinculada ao MME, instituída pela Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Entre as atribuições da EPE, consta a responsabilidade de elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos.

O Ministério de Minas e Energia – MME, responsável pela concepção e implementação de políticas para o Setor Energético, em consonância com as diretrizes do Conselho Nacional de Políticas Energéticas – CNPE, retoma, de fato, a prática efetiva do planejamento do setor elétrico, como função de governo, ao tornar público o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica – PDEE 2006/2015.

Durante o ano de 2005, em conformidade com a estratégia de resgate do planejamento com visão de longo prazo, o MME priorizou a realização de vários estudos, destacando-se, além deste Plano Decenal, a elaboração do Plano Nacional de Energia e da Matriz Energética Nacional com horizonte de planejamento até o ano de 2030.

De acordo com o modelo vigente, que associa a participação de agentes públicos e privados, com papéis delimitados por um conjunto de normas, instrumentos governamentais, e regulamentados por contratos junto ao órgão regulador, as diretrizes e indicações para o horizonte decenal se afiguram também como instrumentos estratégicos para garantia do atendimento do mercado de energia elétrica, com qualidade e confiabilidade.

6.2 - O mercado de energia elétrica - evolução do consumo

Existe uma estreita relação entre as taxas de crescimento do Produto Interno Bruto e o consumo de energia elétrica, conforme se depreende da análise do gráfico, apresentado na Figura 6.1, a seguir:

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1970/1980 1980/1990 1990/1999 2000/2005

11,8%

8,6%

2,3%2,3%2,7%

4,3%

6,0%

1,6%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

Crescimento do Consumo % a.a.

Crescimento Econômico (PIB) % a.a.

Fonte: Plano Decenal de Expansão 2006-2015.

Figura 6.1 PIB x Consumo de energia elétrica (1970-2005)

Conforme se observa, ao longo das últimas décadas, o consumo de energia elétrica apresentou índices de expansão superiores ao Produto Interno Bruto (PIB), fruto do crescimento populacional concentrado nas zonas urbanas e da modernização da economia, além de outros fatores com a progressiva mudança estrutural na dinâmica de evolução destes dois indicadores.

Essa trajetória do mercado mostrou-se compatível com a correspondente trajetória de crescimento da renda nacional (4,2% ao ano, em média), resultando em uma elasticidade-renda (relação entre o consumo e o PIB) do consumo total de energia elétrica de 1,23, no período 2005-2015. Além disso, a elasticidade, na projeção, é declinante ao longo do tempo, como resultado de um processo continuado de evolução tecnológica, de mudanças estruturais no perfil do consumo e aumento da produtividade, racionalização do uso da energia e tendência de saturação do consumo em alguns usos, sendo a elasticidade média no primeiro e no segundo qüinqüênios de, respectivamente, 1,32 e 1,14. De um lado a elasticidade-renda tem decrescido nos últimos anos, indicando alterações estruturais na economia, e de outro, uma componente inercial da dinâmica do mercado de eletricidade que explica seu maior crescimento relativo.

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Os valores para os anos de 2010 e 2015 são relativos à trajetória de referência. No período 1970/1980, com expressiva expansão de economia, houve aumento da renda e do consumo per capita. Ressalta-se que a intensidade elétrica, que apresentou um crescimento expressivo na década de 80 do século XX por conta da entrada em operação de grandes projetos industriais eletrointensivos, nomeadamente a expansão da indústria de alumínio na Região Norte, ainda manteve crescimento significativo na década de 90. No horizonte da projeção (2006-2015), este indicador deverá crescer, porém de forma mais moderada, como resultado de uma maior eficiência energética da economia.

A partir da abertura econômica iniciada no início da década passada, e aprofundada a partir da implantação do plano Real, o país passou por uma fase de ajustamento complexa, exigindo reformas institucionais profundas, modernização dos processos produtivos, busca por maior eficiência e produtividade e crescente terceirização da economia. Isso se refletiu no perfil de evolução do mercado de energia elétrica, que registrou baixo crescimento na classe industrial e elevado crescimento na classe comercial, em função da expansão e modernização do setor de comércio e serviços.

Entre 1990 e 1995, o mercado de energia elétrica, incluindo autoprodução, cresceu 4,0% ao ano, contra uma variação média anual do PIB de 3,1% no mesmo período. A elasticidade resultante, nesse período, foi de 1,3.

No período 1995-2000, a elasticidade foi superior, atingindo 2,0, função do crescimento de 4,7% ao ano do consumo total de energia elétrica e de 2,3% ao ano do PIB. Esse desempenho foi essencialmente devido aos efeitos do plano Real. De fato, além da estabilização da moeda e do controle do processo inflacionário, esse plano, em seus primeiros anos de vigência, contribuiu para uma melhoria do nível de renda da população e da distribuição da renda nacional. Os efeitos positivos do plano Real no mercado de energia elétrica fizeram-se sentir até o ano de 1998, com exceção da classe industrial que, nesse ano, já apresentava crescimento baixo.

Entre 2000 e 2005, o consumo total de energia elétrica apresentou crescimento médio abaixo do histórico, sendo que, em 2001, houve uma redução da ordem de 7,0%, por conta dos efeitos do racionamento. Da mesma forma, a economia nacional apresentou crescimento extremamente baixo, com média anual no período pouco acima de 2,0%. A redução do consumo por efeito do racionamento fez com que a elasticidade-renda, nesse período, fosse de apenas 1,02.

Essas estatísticas ratificam a existência de um componente inercial na dinâmica do mercado de energia elétrica que induz seu crescimento mesmo com a economia em crise. Da mesma forma, ajudam a explicar o comportamento da elasticidade-renda do consumo de energia elétrica, que tende a se aproximar da unidade nos ciclos econômicos mais dinâmicos e a apresentar valores mais elevados nos períodos de baixo crescimento da economia.

Na Tabela 6.1 são apresentados indicadores da economia e do mercado de energia elétrica para o período 1980-2005. Os dados referentes ao consumo de energia elétrica incluem a parcela de consumo atendida por autoprodução.

Destaca-se o forte incremento do “conteúdo elétrico do PIB” (ou intensidade elétrica), principalmente na década de 80, impulsionado pela maturação dos projetos industriais

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previstos no II PND (Plano Nacional de Desenvolvimento), implantados a partir do final dos anos 70, e para o que também contribuiu a trajetória de queda do nível tarifário em termos reais.

Tabela 6.1 Brasil - Economia e Mercado de Energia Elétrica (1980-2005)


Desta forma espera-se um crescimento da demanda no horizonte de planejamento. Estes horizontes foram definidos através de cenários baseados em premissas básicas (referenciais para previsões de mercado).

As principais variáveis que referenciam o mercado de energia e foram os seus elementos de referências são as seguintes:

− crescimento populacional;

− evolução da economia;

− perspectivas de expansão e diversificação da produção dos setores industriais;

− evolução da autoprodução;

− evolução da conservação de energia.

Estas premissas permitiram construir os cenários do planejamento para definição das previsões de carga própria de energia e de demanda máxima para os sistemas interligados. Neste sentido, a EPE em 2005, considerou as projeções do mercado (consumo e carga) de energia elétrica, para o período 2006-2015, associadas a três

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trajetórias de crescimento da economia, denominadas de trajetória de referência, trajetória alta e trajetória baixa.

A demanda por energia elétrica é condicionada por uma ampla gama de fatores, macroeconômicos, sociais, institucionais, climáticos, ambientais, tecnológicos, e outros, que apresentam uma complexa relação de interdependência entre si, configurando uma extensa rede de influências mútuas.

Nesse contexto, a técnica de cenários constitui-se em importante ferramenta na prospecção da demanda futura por energia elétrica, pois lida com as incertezas e com as interrelações complexas que determinam as trajetórias das diversas variáveis.

Foram definidos quatro cenários para a evolução da economia nacional, denominados de Integração Competitiva, Orientação de Mercado, Modernização Seletiva e Crise Administrada. A partir desses cenários, fazendo uso da chamada investigação morfológica, que é uma técnica de construção de combinações lógicas e consistentes das hipóteses de evolução das incertezas críticas, foram geradas três trajetórias plausíveis para a evolução da economia brasileira, no período 2006-2015, trajetórias essas que percorrem elementos dos quatro cenários considerados inicialmente.

Dessa forma, com base nos cenários macroeconômicos, definiram-se três trajetórias plausíveis para a evolução da economia brasileira, denominadas: trajetória de referência, trajetória de crescimento alto e trajetória de crescimento baixo. A trajetória de referência é considerada a mais provável e foi adotada como base para os estudos do planejamento decenal da expansão do sistema elétrico. As trajetórias de crescimento alto e baixo têm por finalidade a realização de estudos de sensibilidade.

O horizonte decenal foi subdividido em três períodos, para efeito do estudo dos cenários, denominados de Cena de Partida ou Cena 1 (2005-2006), Cena 2 (2007-2010) e Cena 3 (2011-2015), já que o grau de incerteza das variáveis é distinto nos diferentes períodos.

Para efeito do planejamento da expansão da oferta, em atendimento às projeções da evolução do consumo de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional, foram considerados três cenários de mercado: Mercado Alto, definido por um crescimento anual médio de 5,8%; Mercado de Referência, com taxa anual média de 5,1% ao ano; e Mercado Baixo, com taxa anual média de 4,2%.

Em todos os casos, supõe-se que o PIB cresce 3% em 2005. Para o ano de 2006, admitiu-se que o PIB cresceria à taxa de 4,5% na Cena 1 e de 4,0% na Cena 2. Na Cena 3 considerou-se o PIB estacionário em 2005. Ao longo do horizonte decenal, os cenários formulados são sintetizados nas taxas de evolução do PIB apresentadas no Quadro 6.1, a seguir.

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Quadro 6.1 Cenários macroeconômicos

Cena 2007-2011 2012/2015

1 4,5% 6,0%

2 4,0% 4,5%

3 3,0% 3,5% Fonte: Plano Decenal de Expansão 2006-2015.

A Cena foi adotada como referência. As Cenas 1 e 3 compõem o pano de fundo para as projeções de mercado ditas “Mercado Alto” e “Mercado Baixo”.

No Quadro 6.2, a seguir, são apresentadas as perspectivas de crescimento da população.

Quadro 6.2 Cenário demográfico

Ano População (106 hab.)

2005 182,5

2010 193,0

2015 202,4 Fonte: Plano decenal de expansão 2006-2015.

As premissas de mercado relacionam os cenários macroeconômicos e demográfico com os cenários de evolução do consumo de energia. Referem-se a cada uma das classes de consumo em que pode ser decomposta a demanda por energia elétrica.

Para a evolução futura da população e dos domicílios foi considerada uma única projeção, dado que essas variáveis apresentam um grau de incerteza relativamente reduzido, quando comparado, por exemplo, com a evolução da economia. No segmento comercial, admite-se a manutenção de uma dinâmica de crescimento maior do que a do consumo residencial, como vem se verificando nos últimos anos. No setor industrial, importam os cenários formulados para os grandes consumidores (conjunto de dez setores que respondem por 45% do consumo de energia na indústria), indicadores como a intensidade energética e as perspectivas de autoprodução e de aumento da eficiência energética. A seguir são apresentados quadros que resumem as principais premissas adotadas na formulação do cenário de referência para a evolução do mercado.

A partir das cenas e premissas formulados, deduziram-se três projeções do mercado de energia elétrica associadas às três trajetórias da economia consideradas: referência, alta e baixa. As correspondentes projeções do consumo total de energia elétrica, incluindo autoprodução para efeito de comparação com a evolução do PIB, estão apresentadas na Tabela 6.2.

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Tabela 6.2 Brasil - Consumo Total de Energia Elétrica (TWh) e Elasticidade-Renda


Para a obtenção desses resultados, adotou-se uma metodologia de análise e projeção do mercado, desagregado por classe de consumo e subsistema elétrico, que, tomando por base os cenários macroeconômicos e as premissas formuladas em relação a parâmetros característicos de determinados segmentos do mercado, permite compor e consolidar as projeções do mercado de energia elétrica.

As elasticidades-renda resultantes são maiores do que a unidade, porém menores do que as verificadas historicamente, refletindo um mercado mais maduro, fazendo uso mais racional da energia elétrica. Como se pode observar, os valores da elasticidade no segundo período são significativamente inferiores aos do primeiro, como resultado do progressivo incremento da conservação de energia e da eficiência elétrica da economia.

Além disso, a elasticidade-renda é função decrescente da taxa de crescimento do PIB, fato este consistente com a comprovação experimental da existência de uma componente inercial que limita o crescimento da demanda por eletricidade no caso de taxas de expansão do PIB elevadas e, por outro lado, sustenta aquele crescimento mesmo em períodos de expansão econômica modesta.

As Tabelas 6.3 e 6.4 apresentam os resultados agregados das projeções do consumo de energia elétrica a ser atendido pelo Sistema Elétrico (isto é, excluída a autoprodução clássica), respectivamente por classe e por subsistema elétrico, correspondentes às três trajetórias da economia: referência, alta e baixa.

Importa ressaltar que, nas projeções aqui apresentadas, não se incorporaram, aos subsistemas interligados, as parcelas dos sistemas isolados cuja interligação está prevista ao longo do horizonte decenal. Os sistemas isolados de grande porte que deverão ser interligados são:

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• o sistema de Manaus e localidades da margem esquerda do rio Amazonas mais o estado do Amapá, interligados ao subsistema Norte;

• os sistemas isolados do Acre e Rondônia, interligados ao subsistema Sudeste/Centro-Oeste.

Em montante de consumo, esses sistemas correspondem atualmente a cerca de 85% do conjunto dos sistemas isolados. Ressalta-se que esses estados são hoje atendidos exclusivamente por sistemas elétricos isolados.

Além desses, ainda existem mais dois sistemas isolados de porte relativo, no Pará e no Mato Grosso, estados onde a maior parte do sistema já é interligada. Esses dois sistemas isolados deverão ser progressivamente incorporados aos sistemas interligados das concessionárias de distribuição que atendem à região.

Tabela 6.3 Brasil - Consumo de Energia Elétrica por Classe (GWh)


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Tabela 6.4 Brasil - Consumo de Energia Elétrica por Subsistema (GWh)


A Tabela 6.5 mostra a evolução dos principais indicadores e resultados referentes à evolução da economia, população e consumo de energia elétrica, no Brasil, entre 1980 e 2015. Os valores para os anos de 2010 e 2015 são relativos à trajetória de referência. Ressalta-se que a intensidade elétrica, que apresentou um crescimento expressivo na década de 80 do século XX por conta da entrada em operação de grandes projetos industriais eletrointensivos, nomeadamente a expansão da indústria de alumínio na Região Norte, ainda manteve crescimento significativo na década de 90. No horizonte da projeção (2006-2015), este indicador deverá crescer, porém de forma mais moderada, como resultado de uma maior eficiência energética da economia.

As classes residencial e comercial são as que apresentam maiores crescimentos médios anuais no período 2005-2015: 5,6% e 6,8% ao ano, respectivamente. Dessa forma, a classe comercial é a que mais ganha em termos de participação no consumo total, passando dos atuais 15,3% para cerca de 18,0% em 2015. A classe residencial evolui de uma participação de 23,8% para 25,1% no final do horizonte. Por sua vez, a classe industrial e outras perdem participação, sendo a industrial aquela que vê mais reduzida sua participação: de 46,5% em 2005 para 43,2% em 2015.

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No que se refere às projeções do consumo por subsistema elétrico, apresentadas na Tabela 6.6, observa-se que ele cresce a taxas mais elevadas nos sistemas isolados e no subsistema interligado Norte. No primeiro caso, em virtude do grande potencial da região, função das ainda precárias condições de atendimento, e, no caso do subsistema Norte, em virtude da entrada de grandes cargas industriais. Enquanto que o consumo no Brasil, para o período 2005-2015, cresce em média 5,1% ao ano, nos sistemas isolados cresce a 8,3% e no subsistema Norte a 6,8%. O subsistema Nordeste apresenta um crescimento, de 5,1% ao ano, ligeiramente superior à média nacional, e os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste e Sul crescem a taxas inferiores a essa média: 4,8% e 4,6% ao ano, respectivamente.

Assim, a participação do consumo dos Sistemas Isolados no consumo total do Brasil aumenta de 2,1% em 2005 para 2,8% em 2015 e a participação do subsistema Norte interligado evolui de 6,8% para 8,0%. O subsistema Nordeste aumenta ligeiramente a participação, o Sul diminui um pouco, e o subsistema Sudeste/Centro-Oeste apresenta uma perda significativa, passando de 60,4% do mercado para 59,1% em 2015.

Para o consumo residencial projeta-se um crescimento médio de 5,6% ao ano, no período 2005-2015, com o consumo médio por consumidor residencial crescendo a uma taxa média de 2,8% ao ano, passando de 142 kWh/mês em 2005 para 188 kWh/mês em 2015, o número de consumidores residenciais crescendo a uma taxa de 2,8% ao ano, correspondendo a um acréscimo médio de cerca de 1,5 milhões de novos consumidores anuais. Na Tabela 6.5 apresenta-se a projeção do consumo por consumidor residencial e do número de consumidores residenciais.

Tabela 6.5 Brasil - Economia e Mercado de Energia Elétrica (1980-2015)


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Utilizando-se os fatores de carga e os fatores de diversidade, chegou-se às projeções da carga de demanda (demanda máxima integralizada em uma hora) para o Sistema Interligado Nacional, conforme apresentado na Tabela 6.6.

Tabela 6.6 Sistema Interligado Nacional - Carga de Demanda (MWh/h)


Na elaboração das projeções do consumo de energia elétrica também foi considerado o potencial de conservação e as perspectivas de aumento de eficiência energética da economia, bem como as respectivas metas de conservação e eficiência e as políticas propostas para alcançá-las.

O Brasil, apesar da racionalização conseguida no racionamento de 2001-2002, ainda apresenta um bom potencial para redução no seu consumo de energia elétrica, que pode ser concretizado por meio de políticas e ações relativamente simples e muitas vezes economicamente atrativas. Novas tecnologias mais eficientes como refrigeradores de alta eficiência, ar condicionados, motores e lâmpadas já são produzidas e/ou comercializadas no país. A conservação de eletricidade reduz e/ou posterga a necessidade por investimentos em expansão da capacidade instalada, sem comprometer a qualidade dos serviços prestados aos usuários finais. A eficiência energética é, sem dúvida, a maneira mais efetiva de, ao mesmo tempo, reduzir os custos e os impactos ambientais, tanto na esfera nacional tanto global, diminuindo a necessidade de subsídios governamentais para promoção de tecnologias limpas.

O Brasil possui hoje três programas específicos para a promoção da conservação da energia e racionalização do seu uso:

• Programa Brasileiro de Etiquetagem: promove a eficiência energética por meio de etiquetas informativas do desempenho de equipamentos;

• Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica: atua nas áreas de educação, etiquetagem, gestão energética municipal, iluminação pública, indústria, edificações e saneamento ambiental;

• Programa Nacional de Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural: atua nas áreas de etiquetagem e transporte de cargas e passageiros.

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Ademais, na medida em que seguem diretrizes estabelecidas pelo Governo, acrescenta-se a estes os programas de eficiência energética das concessionárias distribuidoras.

6.3 - Necessidade de energia elétrica e características do parque gerador

A capacidade instalada do Brasil em 31/12/2005, considerando todo o parque gerador existente, as interligações internacionais já em operação e também a parcela de Itaipu importada do Paraguai, é da ordem de 100.000 MW, conforme detalhado na Tabela 6.7.

Tabela 6.7 Parque gerador existente em dezembro/2005 no Brasil (MW)


Conforme se observa na tabela anterior, o sistema elétrico nacional tem como particularidade uma base fortemente hidráulica (em razão dessa fonte primária ser abundante em nosso país), além de grandes extensões de linhas de transmissão.

O parque gerador brasileiro engloba 116 usinas hidrelétricas (UHEs) em operação com mais de 30 MW, que somam cerca de 70.00 MW de potência instalada e cerca de 47 usinas termelétricas, correspondendo a 19.770 MW de potência instalada.

As usinas hidrelétricas localizam-se nas diversas bacias hidrográficas do território nacional e sua interligação por meio de uma extensa rede de transmissão possibilita a otimização da produção de energia, em virtude da diversidade hidrológica existente entre essas bacias. A distribuição espacial das UHEs nas bacias hidrográficas brasileiras é detalhada na Tabela 6.8.

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Tabela 6.8

Distribuição por bacia hidrográfica das usinas hidrelétricas em operação


As usinas hidrelétricas em operação apresentam uma relação média área alagada por potência instalada de 0,52 km2/MW. A área ocupada pelos reservatórios das usinas em operação representa cerca de 0,4% do território nacional, sendo que 47% dessas áreas estão localizadas na bacia do Paraná. Esta bacia se destaca, tanto em termos de potência instalada quanto em número de usinas localizadas nos seus rios. Nesta bacia, encontra-se em operação 52 usinas, totalizando 40.222 MW, que correspondem a 47% da potência instalada total.

A região hidrográfica Atlântico Sudeste também se destaca pelo número de usinas implantadas, ou seja 23 UHEs em operação, entretanto, sendo usinas de menor porte, somam 2.401 MW (3,4% da potência total instalada) e ocupam 403 km2 (1% da área total dos reservatórios).

Considerando a potência instalada, ganham destaque, ainda, as bacias do Tocantins – Araguaia (10.780 MW) e do São Francisco (10.475 MW).

A maior concentração de projetos e o maior percentual de área inundada estão nos Biomas Mata Atlântica e Cerrado, seguidos da Amazônia. Deve ser ressaltado que, em que pese a presença de diversas Unidades de Conservação, verifica-se que, no bioma Mata Atlântica, são encontradas somente poucas áreas remanescentes da vegetação original. No Cerrado também, em grande parte, a vegetação original encontra-se degradada devido à forte presença da agropecuária.

O conjunto de hidrelétricas existentes proporcionou um aporte de recursos de cerca de R$ 400 milhões a 598 municípios brasileiros, durante o ano de 2005. Esses recursos são provenientes do pagamento da compensação financeira pela utilização dos recursos hídricos aos municípios com áreas alagadas pelos reservatórios desses empreendimentos. Os recursos também beneficiam 21 estados e o Distrito Federal. A compensação financeira corresponde a 6,75% dos recursos obtidos com a geração de

III - 29

energia, sendo que 6% são rateados entre os municípios, estados, os Ministérios de Minas e Energia (MME) e Meio Ambiente (MMA) e o Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico. O restante (0,75%) é destinado à implementação da Política Nacional de Recursos Hídricos e do Sistema Nacional de Gerenciamento de Recursos Hídricos.

A fonte hidrelétrica se constitui numa das maiores vantagens competitivas do país, por se tratar de um recurso renovável e com possibilidade de ser implementado pelo parque industrial brasileiro com mais de 90% (noventa por cento) de bens e serviços nacionais. Além do mais, ao possuir uma das mais exigentes legislações ambientais do mundo, é possível ao Brasil garantir que as hidrelétricas sejam construídas atendendo aos ditames do desenvolvimento sustentável. Neste sentido, destaque-se a realização de vários estudos de Avaliação Ambiental Integrada em diversas bacias, que têm como objetivo identificar e avaliar os efeitos sinérgicos e cumulativos resultantes dos impactos ambientais ocasionados pelo conjunto de aproveitamentos hidrelétricos em uma bacia hidrográfica.

A grande dificuldade no momento para se estabelecer cenários mais robustos para a expansão com usinas hidrelétricas é a falta de informações sobre o potencial ainda a explorar em termos de custos e desenvolvimento do aproveitamento ótimo dos recursos hídricos. De fato, os estudos existentes estão desatualizados, em especial no que diz respeito às novas exigências ambientais. Por outro lado, os estudos recém desenvolvidos nem sempre observaram a otimização do uso dos recursos naturais nacionais.

6.4 - Principais opções para a expansão da oferta

6.4.1 - Potencial hidrelétrico regionalizado e por estágio de desenvolvimento dos estudos

Os Quadros 6.3 e 6.4 mostram o potencial por região e por bacia, e a figura 6.2 ilustra a situação geral do potencial brasileiro.

Quadro 6.3 Potencial por região geográfica – MW

Estágio Norte Nordeste Sudeste Centro-oeste Sul Total

Remanescente 14.972 147 2.043 7.397 1.980 26.539

Individualizado 35.965 815 2.533 5.552 2.290 47.155

Estimado 50.938 957 4.577 12.950 4.272 73.694

Inventário 13.977 4.578 11.059 9.871 9.900 49.385

Viabilidade 19.532 9.674 3.975 1.002 4.673 38.856

Projeto básico 1.303 1407 1.537 2.520 1.671 8.438

Construção 2.658 37 1.253 642 2.907 7.497

Operação (¹) 7.682 10.812 22.160 8.977 18.632 68.263

Inventariado 47.776 24.065 38.802 23.012 38.784 172.439

Total 98.714 25.022 43.379 35.962 43.056 246.133 Fonte: Eletrobrás - Sipot -Jan./2007 Nota (1) Inclui apenas a parte brasileira de Itaipu.

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Quadro 6.4 Potencial por bacia hidrogáfica - Mw

Estágio Amazonas Tocantins Atl. Norte/ Nordeste

São Francisco

Atlant. Leste

Paraná Uruguai Atlant. Sudeste

Total

Remanescente 17.919 1.846 525 854 1.056 3.797 12 12 996 26.539

Individualizado 40.017 128 497 907 704 2.950 862 1.090 47.155

Estimado 57.937 1.974 1.022 1.667 1.489 6.647 874 2.086 73.694

Inventário 13.502 7.037 1.586 6.818 5.914 7.890 4.842 1.796 49.385

Viabilidade 19.024 4.825 6 6.222 1.408 3.090 2.062 2.219 38.856

Projeto Básico 1.558 618 28 124 1.259 3.178 1.190 485 8.438

Construção 69 2.654 0 0 770 1.835 1.599 569 7.497

Operação (¹) 699 8.926 233 10.390 2.956 39.467 2.981 2.605 68.263

Inventariado 34.852 24.059 1.853 23.558 12.307 55.461 12.674 7.675 172.439

Total 92.789 26.032 2.875 25.225 13.796 62.108 13.548 9.761 246.133

Fonte: Eletrobrás - Sipot -Jan./2007

Nota (1) Inclui apenas a parte brasileira de Itaipu

Figura 6.2 Distribuição regional do potencial hidrelétrico

Quadro 6.5 Potencial Hidrelétrico (MW)

Estimado 73.694

Inventariado 169.033

TOTAL 246.133 Fonte: Eletrobrás - Sipot -Jan./2007

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Os estudos de expansão da geração apontam a necessidade da entrada em operação de um conjunto de 83 empreendimentos hidrelétricos que totalizam cerca de 31.000 MW. As usinas termelétricas consideradas para a expansão totalizam cerca de 11.000 MW.

Quando da elaboração do PDEE 2006-20015 em relação aos empreendimentos hidrelétricos considerados, oito empreendimentos possuíam os estudos de viabilidades aprovados pela ANEEL e que representam o total de 1.466 MW de capacidade instalada que não haviam ainda sido licitados. Nesta mesma época, outros oito projetos estavam em análise pela referida entidade e que totalizam cerca de 20.130 MW de capacidade instalada, entre eles o da UHE Baixo Iguaçu. E ainda dezoito empreendimentos que estavam sendo estudados e para os quais se estava se desenvolvendo projetos de viabilidade que totalizariam cerca de 3.650 MW de capacidade instalada. Além destes, outros nove aproveitamentos hidrelétricos que estavam sendo estudados por diversos empreendedores e que juntos totalizam a capacidade instalada da ordem de 2.900 MW.

As Tabelas 6.9 e 6.10 mostram a distribuição do conjunto de usinas hidrelétricas em termos quantitativos e em potência instalada, pelos subsistemas e pelas bacias hidrográficas, respectivamente, enquanto que a Figura 5-6 ilustra sua distribuição pelos biomas nacionais.

Constata-se, como no sistema existente, uma grande concentração de novas usinas no subsistema Sudeste/Centro-Oeste, seguido pelo subsistema Sul, acompanhando o constante crescimento de demanda nessas regiões.

Tabela 6.9 Distribuição dos empreendimentos hidrelétricos planejados pelos subsistemas

elétricos


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Tabela 6.10 Distribuição dos empreendimentos hidrelétricos planejados pelas bacias

hidrográficas


Destaca-se o avanço no sentido do aproveitamento dos potenciais hidrelétricos da bacia Amazônica, para onde estão indicados oito empreendimentos no horizonte decenal, totalizando 12.494 MW. Registra-se também um intenso aproveitamento na bacia do Tocantins, com quatorze UHEs planejadas, que somam 7.021 MW, sendo que duas já estão em construção e outras duas já têm concessão.

Para a bacia do Paraná, estão planejadas 29 UHEs, seis das quais em construção, que totalizam 4.848 MW. Outra bacia hidrográfica com a previsão de implantação de diversos projetos (3.476 MW) é a bacia do Uruguai (nove UHEs planejadas, sendo duas em construção).

Grande parte dos projetos planejados se concentra nos biomas Cerrado e Mata Atlântica, em decorrência do grande número de projetos planejados para as bacias do Paraná e do Tocantins, onde predominam esses biomas.

Considerou-se também a existência no Brasil de um potencial expressivo para geração de energia elétrica a partir de biomassa, de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e de energia eólica. A exploração deste potencial traz benefícios para a matriz energética brasileira ao lhe conferir robustez através da diversidade de fontes de geração. Estas fontes de geração complementares estão agrupadas no PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.

Apesar das conhecidas vantagens do PROINFA, alguns desafios ainda estão por ser superados, destacando-se, dentre outros, a possibilidade de um aumento explosivo do número de novos Agentes. Sendo assim, foi efetuada a análise de sensibilidade em relação ao total do potencial disponibilizado nesse programa, avaliando-se o efeito de uma redução de 20% em relação ao previsto, ou seja, uma redução da capacidade instalada de 3.150 MW para um valor em torno de 2.500 MW.

Ao se analisarem os resultados dessa hipótese constata-se que o impacto dessa redução no PROINFA, isoladamente, não tem efeito significativo. Os subsistemas mantêm-se

III - 33

atendendo ao critério de garantia de suprimento, com riscos de qualquer déficit não superiores a 5%, e a variação do custo marginal de operação em relação ao caso de referência foi relativamente pequena.

6.4.2 - Bases para a expansão da oferta

A retomada do processo de planejamento de modo estruturado e coordenado, desde os estudos da matriz energética, passando pelo planejamento de longo prazo, que orienta o Plano Decenal, induz a integração dos aspectos socioambientais ao processo de planejamento e de tomada de decisão, simultaneamente aos aspectos econômicos e energéticos.

Neste sentido, o objetivo fundamental do Plano Decenal de Expansão é apresentar, de forma indicativa, um elenco de empreendimentos, bem como as datas estimadas para as respectivas implantações, de modo a orientar futuras ações governamentais e dos agentes do Setor Elétrico Brasileiro. Neste sentido, são elaborados cenários de mercado de energia elétrica, aos quais se busca ajustar os planos de expansão da oferta, conforme anteriormente apresentado.

É importante ressaltar que o Plano Decenal é integrado por projetos que se encontram em variadas etapas de desenvolvimento. Em muitos casos, principalmente para os projetos que se encontra nas fases iniciais de desenvolvimento, a base de informações é ainda incipiente, sendo as avaliações realizadas de modo a lidar com informações eventualmente pouco precisas e defasadas.

O PDEE cumpre o estabelecido pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE, através da resolução nº 01 de 18/11/2004, que os estudos de planejamento de expansão da oferta de energia elétrica devem aplicar o critério de garantia assim definido: “o risco de insuficiência da oferta de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional não poderá exceder a 5% (cinco por cento) em cada um dos subsistemas que o compõem”. É importante observar que, neste contexto, entende-se por “risco de déficit” a probabilidade de que a disponibilidade de oferta de energia elétrica seja menor do que o mercado de energia correspondente, em pelo menos um mês do ano, não importando a magnitude do déficit.

Adicionalmente, adota-se como critério de elaboração das alternativas de expansão da geração a igualdade entre os custos marginais de operação e de expansão para cada ano no período 2009 a 2015. A metodologia consiste em agregar fontes de geração de energia, segundo um critério de ordenação dos índices custo/benefício dos projetos candidatos no período 2009/2015, de tal forma que o custo marginal de operação em cada subsistema seja igual ao custo marginal de expansão, pré-fixado em R$ 118/MWh.

Este valor foi estimado com base em uma média ponderada de preços finais relativos ao conjunto de novos empreendimentos hidrelétricos e termelétricos que venderam energia a ser entregue às distribuidoras do Sistema Integrado Nacional (SIN) a partir de janeiro de 2010, no leilão de compra de energia realizado em dezembro de 2005. Adotou-se como tolerância superior no processo de convergência o valor de R$130/MWh para o custo marginal de expansão, correspondente ao valor de preço máximo obtido na mesma amostra.

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As análises referentes ao sistema de geração foram realizadas considerando as projeções de carga de energia para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Norte e Nordeste no período 2006/2015, considerando um único patamar da curva de carga. As informações referentes às cargas de energia para os sistemas isolados de Manaus-Macapá e Acre-Rondônia, com previsão de se interligarem ao SIN, também foram consideradas.

A Tabela 6.11 apresenta as projeções de referência dos valores anuais de carga de energia para os subsistemas Sudeste/Centro-Oeste, Rondônia, Sul, Nordeste, Norte e Manaus.

Tabela 6.11 Projeção de carga de energia (MW médios) – Cenário de Mercado de Referência


A interligação elétrica entre os subsistemas possibilita intercâmbios de energia com característica sazonal, permitindo uma maior exploração da diversidade hidrológica entre as regiões a partir da operação integrada, proporcionando ganhos sinérgicos e aumentando a confiabilidade da operação do sistema.

A Figura 6.3 mostra a representação esquemática considerada para as interligações entre os subsistemas nacionais, mostrando a forma como estão sendo previstas no final do horizonte - 2015, para fins de simulação energética a subsistemas equivalentes. As interligações e subsistemas representados em traços pontilhados são previstas para se incorporarem ao SIN durante o período analisado (2006-2015).

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Figura 6.3 Representação esquemática das interligações entre subsistemas

Foi considerada a integração de dois sistemas isolados ao SIN: o sistema Acre-Rondônia, interligado ao subsistema Sudeste/ Centro-Oeste em janeiro/2008 e o sistema Manaus-Macapá se integrando ao subsistema Norte a partir de janeiro/2012.

Os limites de intercâmbio entre os subsistemas considerados foram estabelecidos pelos estudos de transmissão utilizando o critério de contingência simples (n-1), considerando as necessidades dos fluxos de energia estabelecidos pelos estudos energéticos. A expansão ou antecipação de troncos de transmissão foi utilizada como recurso de ajuste nas simulações, entendendo-se que, os resultados servirão como sinalização de necessidade de estudos específicos, para viabilizar uma real expansão nos prazos e montantes demandados pelos estudos energéticos. As perdas de energia nas interligações foram consideradas como sendo de 3%.

Observe-se que há no sistema restrições operativas de caráter estrutural, como as de vazões mínimas a jusante dos reservatórios para proteção da ictiofauna e da morfologia fluvial, ou para captação de água para as populações, ou ainda para manutenção da navegação, que têm que ser consideradas. Cita-se como exemplo, a vazão mínima de 1.300 m3/s a jusante da UHE Sobradinho, no rio São Francisco, e o volume máximo operativo do reservatório de Porto Primavera. Todas estas restrições foram consideradas no estudo. Foram também foram considerados os montantes de desvios de águas dos rios para usos consultivos, segundo recomendação da ANA (Agência Nacional de Águas).

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As simulações realizadas foram obtidas com o programa NEWAVE, versão 12.3. Para o cálculo da política de operação foram utilizadas 200 simulações forward e 20 aberturas para a simulação backward. Os resultados apresentados a seguir foram obtidos a partir e simulações da operação do sistema com 2000 cenários hidrológicos.

As simulações realizadas abrangeram o período de janeiro/2006 a dezembro/2015. Os armazenamentos iniciais dos reservatórios equivalentes verificados em 31/12/05, e considerados nas simulações, eram de 67,8% para Sudeste/Centro-Oeste, 78,8% para o Sul, 67,1% para o Nordeste e 48,1% para o Norte.

As energias naturais afluentes passadas não foram utilizadas e, portanto, as simulações não consideram o uso da tendência hidrológica para os subsistemas, já que se trata de informação conjuntural, podendo alterar-se de um mês para o outro.

Para fins de elaboração dos estudos de geração do PDEE 2006-2015, considerou-se como sistema existente do SIN o conjunto de aproveitamentos que formavam o parque gerador hidrelétrico e termelétrico em operação em 31/12/2005, conforme os dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS.

Foram consideradas na alternativa de referência dos estudos de expansão da geração do PDEE 83 usinas hidrelétricas, destas 16 encontram-se na etapa de construção e as outras 67 usinas se encontram nas outras etapas (projeto básico, viabilidade e inventário).

O elenco de usinas hidrelétricas e termelétricas em construção, em motorização e com concessão outorgada foi considerado como oferta inicial com as datas indicadas pelo Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE27. As usinas vencedoras do 1º Leilão de Energia Nova de 2005 também foram incluídas como oferta inicial, com o cronograma constante do Edital do Leilão nº. 002/2005-ANEEL – Adendo nº 06.

Os empreendimentos contratados no PROINFA (1ª Etapa) foram inseridos de acordo com cronograma do CMSE de janeiro/2006, totalizando um acréscimo de 3.150 MW de potência instalada até dezembro/2007, distribuído em 139 empreendimentos de PCHs, usinas termelétricas a biomassa e usinas eólicas. A Tabela 6.12 a seguir detalha o número de empreendimentos e o acréscimo de potência e energia por subsistema, por tipo de fonte e por ano deste Programa.

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Tabela 6.12 Dados do PROINFA (1ª Etapa)


Foi considerada no período até 2007 a restrição conjuntural da oferta de gás natural para as usinas termelétricas da região Nordeste, determinada pela Resolução Normativa ANEEL nº 40/2004. Também foi considerado, no horizonte até dezembro/2006, o cronograma de conversão e operação das usinas termelétricas em bi-combustível com óleo diesel, com base nas informações do CMSE, de dezembro/2005.

As reduções de disponibilidade da importação de energia da Argentina, através da conversora de Garabi, e da usina termelétrica de Uruguaiana, conforme estabelecido na Portaria MME nº 153/2005 e Resolução ANEEL nº 155/2005, foram mantidas até dezembro/2008, na medida em que um acordo entre o Brasil e a Argentina estabelece a suspensão das restrições de importação para o ano de 2009.

Outra diretriz para elaboração do cenário de referência da geração foi considerar a UTE (usina termelétrica) Araucária disponível para entrada em operação comercial a partir de 2009.

Considerando as condições iniciais do SIN, a projeção de mercado de referência, as premissas conjunturais estabelecidas pelo CMSE, a expansão da geração hidrotérmica e dos intercâmbios regionais, a configuração de referência de geração foi obtida tendo em conta os seguintes aspectos:

• A geração hidrotérmica incremental foi elaborada a partir de programas de obras decorrentes das licitações de concessões já realizadas, das autorizações para usinas termelétricas concedidas pela ANEEL, de informações do acompanhamento dos cronogramas de obras realizados no âmbito do CMSE, de informações sobre as próximas licitações previstas, e de usinas com projetos em estágio de viabilidade e de inventário;

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• As datas mínimas previstas na expansão dos projetos foram obtidas em consonância com a avaliação socioambiental e os prazos estimados de todas as etapas do projeto e de licenciamento até o início de operação da primeira unidade geradora;

• O desenvolvimento do parque térmico foi realizado com base nas premissas para oferta de energia descritas nos itens 3.2.3 e 3.2. do PDEE;

• A expansão da oferta considerou o desenvolvimento do potencial de PCHs na região Sudeste/Centro-Oeste/Rondônia;

• Os intercâmbios entre os subsistemas foram expandidos considerando os benefícios da expansão (obtidos pela equalização dos custos marginais) versus a análise de alternativa de expansão das fontes energéticas regionais. Restrições conjunturais nas trocas de energia entre os sistemas não foram consideradas.

A expansão de geração hidrelétrica resultante para o cenário de referência do mercado, ordenada por data de entrada em operação no período 2006-2015, é apresentada na Tabela 6.13.

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Tabela 6.13 Expansão hidrelétrica - Configuração de referência

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Os projetos hidrelétricos foram agrupados conforme a seguinte classificação: usinas hidrelétricas em construção, motorização ou ampliação; usinas com concessão outorgada até dezembro/2005; usinas novas vencedoras do 1º Leilão de Energia Nova (Leilão 2005); usinas candidatas para participar do 2º Leilão de Energia Nova (Leilão 2006) e as demais que tem projetos no mínimo de inventário.

Registre-se que a classificação “Leilão 2005” coube apenas para as usinas vencedoras do 1º Leilão de Energia Nova de 2005 que ofertaram energia nova e não contemplam aquelas usinas que atendem ao artigo 22 do Decreto nº 5.163 de julho de 2004.

Os percentuais de participação de cada subsistema na capacidade instalada hidrelétrica no início (jan/2006) e no final (dez/2015) do horizonte decenal são apresentados na Figura 6.4. Observe-se que para a referida análise foi considerada a importação de Itaipu proveniente da potência contratada ao Paraguai.


Figura 6.4 Participação da capacidade instalada hidrelétrica por subsistema - Configuração de

referência

Note-se que a capacidade instalada do SIN em janeiro/2006 inclui a potência dos empreendimentos que já se encontram em operação comercial nos sistemas isolados Acre-Rondônia e Manaus-Macapá.

A análise da participação da capacidade instalada hidrelétrica resultante permite identificar que os aproveitamentos Belo Monte, Santo Antônio e Jirau (rio Madeira) serão responsáveis por 10% da capacidade total instalada do SIN no final do horizonte decenal.

A Figura 6.5 apresenta a evolução da capacidade instalada hidrelétrica do SIN. Pode-se verificar que para a Configuração de Referência tem-se um acréscimo de 40% na oferta de geração hidrelétrica no período 2006-2015, totalizando 104 GW no final desse período.

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Figura 6.5 Evolução da capacidade instalada hidrelétrica do SIN - Configuração de referência

Realizaram-se também no Plano Decenal de Expansão análises para verificação do atendimento à demanda máxima. Também se procederam ao PDEE as análises de sensibilidade, pelas quais se procurou avaliar o efeito de antecipações e/ou postergações de projetos componentes da configuração de referência da geração, definida na Trajetória do Mercado de Referência, em função de condicionantes estratégicos e socioambientais, visando sinalizar suas conseqüências sobre as condições de atendimento às projeções de consumo.

Neste sentido, procurou-se analisar o efeito da manutenção da redução do lastro da interligação com a Argentina e da UTE Uruguaiana, conjugado à postergação da operação comercial da UTE Araucária e da redução da disponibilidade do PROINFA em 20%. Os resultados dessa análise indicam que o problema de restrição da importação da Argentina e da geração da UTE Uruguaiana, cujo efeito isolado já se mostrou ser significativo, torna-se bastante severo quando combinado com os efeitos dos demais eventos citados, os quais, individualmente, são contornáveis.

Os riscos de déficit atingem valores da ordem de 5% no período 2010-2012, enquanto o custo marginal de operação fica no patamar de R$ 200/MWh no período 2011-2014. Nesse cenário pessimista, embora a operação do SIN possa se realizar a custos de operação elevados, os riscos de déficit de energia se manteriam dentro do critério de segurança (aceitando-se uma tolerância de riscos de 5,5% no Sul em 2010 e no Norte em 2012).

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Tendo em vista a integração dos aspectos socioambientais ao processo de planejamento e tomada de decisão, simultaneamente aos aspectos econômicos e energéticos, se faz necessária a realização da análise ambiental dos empreendimentos do Plano Decenal, capaz de identificar os impactos socioambientais mais relevantes, as interações e os conflitos com o planejamento de outros setores da economia, contribuirá, certamente, para reduzir os riscos e incertezas na implantação desses empreendimentos, bem como para atender os compromissos com o desenvolvimento sustentável.

Objetiva-se, assim, com essa análise, conhecer, antecipadamente, os principais aspectos socioambientais relativos à estratégia adotada para a expansão da oferta de energia elétrica no país, de modo a indicar o nível de incerteza para o atendimento aos objetivos do Plano, qual seja, o de garantir a viabilização dos empreendimentos segundo os princípios da sustentabilidade ambiental, e, quando for o caso, sugerir ações para agilizar a viabilização dos empreendimentos no horizonte pretendido.

A avaliação socioambiental foi elaborada por projetos individuais e direcionada para captar o grau de impacto potencial de cada um deles, por meio de critérios previamente estabelecidos. Esses critérios foram consistidos por meio da sistematização de um conjunto de indicadores para as dimensões físico-biótica e socioeconômica, sendo-lhes atribuídos graus de impacto específicos.

O total de investimentos associados às novas usinas que compõem a configuração de referência de geração para o período 2009 a 2015 resultou da ordem de R$ 74 bilhões, sendo: R$ 59 bilhões referentes a usinas hidrelétricas e R$ 15 bilhões em usinas termelétricas.

6.5 - Justificativa técnico-econômicas

Dado o nível de incerteza que caracteriza a evolução de vários parâmetros fundamentais para o planejamento, a inserção de projetos de médio porte no Programa de Expansão, envolvendo menos esforço e risco financeiro e com mais elasticidade de cronograma de construção que um grande projeto, passa a ser uma solução altamente recomendável para o Setor.

Dentro desse contexto, UHE Baixo Iguaçu, na bacia do rio Iguaçu, constitui-se uma opção altamente atrativa, face à sua economicidade intrínseca, por sua localização estratégica face ao mercado consumidor e a proximidade de linhas de transmissão de grande porte.

A UHE Baixo Iguaçu apresentou índice de mérito (ICB), de US$ 35,26 (R$/MWh), inferior ao limite balizador de 36 US$/MWh, previsto para a operação de novas fontes de geração no período considerado no Estudo de Viabilidade (2000/2009), permitindo concluir que, do ponto de vista técnico-econômico, é plenamente justificável a implantação da mesma.

Além disso, o dimensionamento da usina considerou os critérios do Setor Elétrico Brasileiro e possibilitando, conforme motorização projetada, a geração de energia secundária e de ponta na negociação de contratos com o setor privado.

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6.6 - Justificativas socioambientais

A bacia do rio Iguaçu é a maior bacia hidrográfica do Estado do Paraná com cerca de 57.329 km², inseridos nos limites deste estado. Sendo um dos principais afluentes do curso médio do rio Paraná, o rio Iguaçu corre em direção leste-oeste, desde suas nascentes, situadas à frente ocidental da Serra do Mar, cerca de 1.000 km. O referido rio vence um desnível de mais de 800 m para encontrar sua foz no rio Paraná. A sua vazão média, que inicia com menos de 10 m³/s termina em 1800 m³/s.

A partir de 1975 iniciou-se a alteração drástica do regime hídrico do rio Iguaçu, com a instalação da primeira UHE de grande porte, de uma série de cinco, cujos reservatórios viriam a ocupar cerca de 41% de toda a sua extensão. UHEs de Salto Osório (1975 – 1.050 MW), Salto Santiago (1980 – 1.332 MW), Foz do Areia (1980 – 1.676 MW), Segredo (1992 – 1.260 MW) e Salto Caxias (1998 – 1.240 MW) transformaram o trecho das grandes corredeiras do Iguaçu, em sucessão de grandes lagos que somam 655 km² de área alagada. Essas usinas são responsáveis por quase 80% da energia elétrica produzida no Paraná, excluída a produção de Itaipu (COPEL, 2002).

A importância do rio Iguaçu e a respectiva bacia hidrográfica como fonte de energia hidráulica para o Estado do Paraná e Região Sul é potencializada quando se releva que aproveitamento energético da bacia do rio Paraná, o maior potencial energético do território paranaense, se dá a partir da associação do Brasil com outros países.

Consolidou-se, portanto a vocação da bacia hidrográfica do Iguaçu à geração de energia elétrica para atender o desenvolvimento econômico e social em detrimento da conservação de sua natureza original.

Conforme mencionado anteriormente, as usinas hidrelétricas em operação no território brasileiro apresentam uma relação média área alagada por potência instalada de 0,52 km²/MW. Especificamente para os empreendimentos já instalados na bacia hidrográfica do Iguaçu, está relação é de 0,098 km/MW, conforme apresentado no Quadro 6.6 Para a UHE Baixo Iguaçu essa relação é de 0,090 km/MW, conforme exposto no Quadro 6.7.

Quadro 6.6 Usinas hidrelétricas do rio Iguaçu – Comparação de áreas inundadas e potência

gerada

Discriminação Un. Foz do Areia Segredo

Salto Santiago

Salto Osório

Salto Caxias

Total bacia hidrográfica

Área do Reservatório km² 167 83 225 56 141 672

Potência Nominal MW 1.676 1.260 1.420 1.078 1.240 6.674

Potência Firme / Energia Assegurada MW 576 603 723 522 605 3.029

Área Inundada por Potência Instalada km²/MW 0,100 0,066 0,158 0,052 0,114 0,098

Área Inundada por Potência Assegurada km²/MW 0,290 0,138 0,311 0,107 0,233 0,216

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Quadro 6.7 Usinas Hidrelétricas Baixo Iguaçu – Comparação de áreas inundadas e potência

gerada

Discriminação Un. Baixo Iguaçu

Área do Reservatório km² 32

Potência Nominal MW 350

Potência Firme / Energia Assegurada MW 168

Área Inundada por Potência Instalada km²/MW 0,090

Área Inundada por Potência Assegurada km²/MW 0,188

A relação média área alagada por potência instalada para as usinas planejadas para entrada em operação pelo PDEE 2006-2015, quando se considera somente as 46 usinas hidrelétricas para as quais foram obtidas informações para as avaliações socioambientais, é igual a 0,27 km2/MW, apontando uma tendência para um maior número de usinas a fio d’água. Desse conjunto de usinas, 31 têm a área de reservatório menor do que 100 km2 (65%) e somente duas apresentam reservatórios que ocupam áreas superiores a 500 km2.

Portanto ao se considerar a relação de área alagada por potência instalada, a UHE Baixo Iguaçu se configura como uma excelente alternativa, tanto em comparação com as usinas instaladas bem como com as previstas para ampliação do parque gerador.

Na bacia do Paraná, apesar de se verificar um acréscimo significativo no número de usinas a serem implantadas segundo o PDEE 2006-2015, cerca de 56%, o acréscimo do ponto de vista de potência instalada será de apenas 12%.

Em relação à proximidade da UHE Baixo Iguaçu ao Parque Nacional do Iguaçu, deve-se levar em conta que dos 46 empreendimentos hidrelétricos analisados nos estudos socioambientais do PDEE 2006-2015, doze deles interferem diretamente sobre Unidades de Conservação (25%). E ao se considerar que existe a interface entre diversos programas ambientais previstos pelo EIA e os programas do Plano de Manejo do Parque Nacional, com a viabilização do empreendimento, e conseqüentemente a implementação dos programas ambientais previstos, o empreendimento apresenta sinergia com diversos impactos positivos no que se refere ao Parque.

Uma vez que a UHE Baixo Iguaçu será interligada ao SIN, e que este tem previsão de integração dos sistemas atualmente isolados da região Norte, o empreendimento em questão contribui para a redução das emissões de CO2 do setor elétrico no país como um todo, por contribuir com a possibilidade de substituição de geração termelétrica a óleo combustível ou diesel, por energia hídrica.

Ademais, relativamente as justificativas socioambientais podem ainda ser destacadas:

− dinamização socioeconômica induzida pela presença do empreendimento;

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− disponibilização de energia como incentivo a instalação de projetos e empreendimentos industriais, aumentando a oferta de empregos na região;

− implantação do projeto com foco nas questões socioambientais, minimizando as interferências e diminuindo os riscos ambientais ressaltando que o arranjo das obras não causaram impactos diretos a área do Parque Nacional do Iguaçu, nem mesmo alteração ao meio físico na calha do rio.

− participação positiva das comunidades afetadas durante a elaboração do Diagnóstico o que certamente facilitará a compreensão do mesmo e sua discussão nas fases de licenciamento (LP, LI e LO);

− inserção do empreendimento em ações de monitoramento e gestão ambiental da bacia do rio Iguaçu, possibilitando o único arranjo de engenharia que apresenta as menores interferências com o Parque Nacional do Iguaçu.

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7 - Referências bibliográficas

BARÃO, M. A. Avaliação crítica do licenciamento ambiental como ferramenta para o desenvolvimento sustentável do setor hidrelétrico. Dissertação de Mestrado - Curso de Pós-Graduação em Engenharia de Recursos Hídricos e Ambiental – Área de Engenharia Ambiental, do Setor de Ciências

Tecnológicas da Universidade Federal do Paraná. Curitiba, abril de 2007.

EPE – Empresa de Pesquisa Energética. Plano decenal de expansão de energia elétrica 2006-2015. Brasília, março de 2006. Disponível em: <http://www.epe.gov.br> Acesso em 23/11/06 (a).

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