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How to cite this paperAn. 3. Enc. Energ. Meio Rural 2003
Comparação entre os cenários energéticos brasileiros e portugueses considerando-se a implantação de PCH's – pequenas centrais hidrelétricas
Carlos Alberto MariotoniI; Frederico Fábio MauadII
IDCC-FEC/NIPE/AISPE-FEM, UNICAMP, Universidade Estadual de Campinas, 13083-970, Campinas, SP
IIDepartamento de Hidráulica e Saneamento, Escola de Engenharia de São Carlos, USP, 13560-970, São Carlos, SP. Tef: (016) 273-9525 fax: (016) 273-9550
RESUMO
Os sistemas energéticos portugueses e brasileiros tem sofrido inúmeras alterações ao longo dos últimos anos. Isto tem acontecido principalmente, por causa das redefinições dos setores elétricos, para implementar a comercialização de energia. Existe um outro aspecto importante a ser mencionado, o qual está relacionado com o término do monopólio estabelecido pela ELETROBRAS e EDP – Eletricidade de Portugal, determinando um novo relacionamento entre produtores e consumidores de energia. Uma nova lei de livre comércio para os vendedores e compradores de energia foi introduzida. Dessa forma, espera-se que os "homens de negócio" sejam estimulados a investirem em novas fontes de energia e novos centros de produção de energia, para obterem lucros e, que os consumidores sejam orientados no sentido de lutarem por menores preços e maior qualidade da energia. Os governos portugueses e brasileiros devem manter o poder de decisão para estabelecerem os planejamentos nacionais de energia, adequados e que evitem os abusos econômicos e a cartelização. A discussão é feita no sentido de analisar-se a importância das pequenas centrais hidroelétricas (PCH's) para as sociedades portuguesa e brasileira, considerando-se os aspectos sócio-econômicos e ambientais. As recentes modificações determinadas pelas agências reguladoras: ANEEL(Brasil)-Agência Nacional de Energia Elétrica e pelo INAG(Portugal)- Instituto Nacional de Águas, são discutidas.
Palavras-chave: Energia e Meio Ambiente, Legislação e Regulação Pequenas Centrais Hidrelétricas, Cenários Energéticos, Energia Alternativa.
ABSTRACT
Both the Brazilian and the Portuguese energy systems have been subject of several transformations along the last years. That happened mainly because the re-definition of the electric sectors what makes possible the flexibility of the energy commercialization. There is another important point to be mentioned what is related to the end of the market monopoly before established by ELETROBRAS – Brazilian Electricity Generation Board and by EDP – Electricity of Portugal, determining a new relationship among the energy produces and consumers. A free market law to the energy sellers and buyers has been introduced. Therefore the businessman have been stimulated to invest in new energy sources and new energy power plants to get bigger profits as well as the consumers have been pushed to fight for lower prices and better qualities. Both the Brazilian and Portuguese Governments must keep the decision power to establish the national energy plans to get the country economic targets and to avoid the economic abuses and cartelisation. The discussion presented aims to analyze the importance of the small hydroelectric power plants in both the Brazilian and the Portuguese electric systems considering the economic aspects and the social and ambiental impacts. The recent modifications established by both national agencies of energy regulations: ANEEL(Brazil) National Agency of Electrical Energy and INAG(Portugal) – National Institute of Water, have been discussed in this paper.
INTRODUÇÃO
O setor elétrico brasileiro encontra-se em fase de reestruturação, adaptando-se à política de desoneração das responsabilidades infra-estruturais do Estado para um modelo de economia de mercado, com eventuais intervenções estatais no exercício do poder regulador. Para esse tipo de análise, a caracterização da energia, como bem de consumo e de suas fontes de geração como campo de investimento financeiro, trazem consigo uma nova realidade em relação aos dos grandes empreendimentos com pesados aportes econômicos e sensíveis impactos sócio-ambientais.
Nesse sentido, a expectativa de atrair-se capitais está ligada à possibilidade da pulverização dos empreendimentos de pequeno aporte de recursos, da sua agilidade construtiva e operativa e da existência de mercados consumidores garantidos. Por isso, caracteriza-se menos dependente do sistema nacional de transmissão por grandes redes (a ser mantido para a União), além da possibilidade de tempos mais curtos de retornos dos investimentos.
No Plano 2010 da ELETROBRÁS, a vinculação das PCH's ao planejamento energético resumia-se à sua orientação para o atendimento de comunidades isoladas, em critério assistencialista emergencial, em função da sintonia dos investimentos alicerçados na premissa dos ganhos de escala, por empresas concessionárias estatais.
Já no Plano 2015 da ELETROBRÁS, apontava-se para a hipótese da entrada das PCH's em uma caráter marginal, no planejamento da matriz energética em função da regulamentação da venda do excedente elétrico, na figura dos autoprodutores e dos produtores independentes. Esta regulamentação já foi feita através do Decreto Lei 2003 de setembro de 1996, definindo como Produtor Independente de Energia Elétrica – a pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio, que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia produzida por sua conta e risco. A mesma lei regulamentou a figura do Autoprodutor de Energia Elétrica, como – a pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebam concessão e autorização para produzir energia elétrica destinada ao seu próprio uso.
AS PRINCIPAIS FONTES DE GERAÇÃO DE ENERGIA
As principais fontes de geração de energia elétrica são a hidráulica, o carvão, a nuclear, os derivados de petróleo e a biomassa. Em 1996, a geração hidráulica representou 97% da geração total e, entre as fontes termelétricas, 41% de carvão mineral; 24% de óleo diesel, 22% de óleo combustível e 13% de geração nuclear.
No Brasil, a energia hidráulica é a mais importante fonte primária para geração de energia elétrica, pelo potencial disponível e pela sua atratividade econômica. Trata-se de fonte renovável e não sujeita aos aumentos conjunturais de preço e às interrupções de fornecimento e, cujo aproveitamento se faz com tecnologia inteiramente dominada no país e com reduzido grau de importação. Identifica-se porém, dois problemas principais que devem ser equacionados para o seu aproveitamento: a transmissão a longa distância e as questões ambientais.
ESTIMATIVAS DO POTENCIAL
Apresenta-se 1714 centrais inventariadas, representando um potencial de 1782 MW, dos quais aproximadamente 30% dizem respeito à potência instalada, conforme especificado na tabela 1.
Em relação ao parque gerador, considerando-se Pequena Central Hidrelétrica com potência até 10 MW, a agencia nacional de energia elétrica - ANEEL, realizou levantamentos até 1998 que indicavam 267 PCH´s em operação, com 667.656 kW instalados, conforme figura1.Pequenas Centrais Hidrelétricas em Operação, abaixo.
Pode-se notar que existe uma elevada parcela de usinas desativadas ou sem informação, representando dois terços do total inventariado, o que traduz um desaquecimento na perspectiva de adoção de PCH, decorrente de um planejamento, até então, voltado para os grandes blocos de energia.
Do Balanço Energético de 1995, tem-se para a instalação de até 40 MW, um potencial indicado de aproximadamente 13 GW.
Para o Plano Diretor de Meio Ambiente para o Setor Elétrico 91/93, aponta-se para um potencial de hidreletricidade de cerca de 7 GW, em referência a aproveitamentos com potência instalada de até 30 MW, motivo pelo qual cita a necessidade de mudanças da definição das PCH's.
Esta mudança foi implementada através da lei n.º 9.648, de 27 de maio de 1998, que redefine o conceito de Pequena Central Hidrelétrica ampliando sua faixa de potência para 30 MW, com exigência de definição de características específicas.
Após análise dos aproveitamentos em operação e em estudos e, também, em consulta pública, foi editada a resolução n.º 394, de 4 de dezembro de 1998, definindo como principais características de PCH: Faixa máxima de potência instalada de 30 MW, área inundada máxima do reservatório de 3 km2. Após a reformulação em relação a potência das PCH´s, foram inventariadas 308 PCH´s para a potência de 30 MW, com restrição da área de reservatório, apresentando potência de 461.068 kW.
O Plano 2015 da ELETROBRÁS incorpora uma situação bem representativa da insuficiência de dados em questão. Em versão preliminar, citava a existência de aproximadamente 8,2 GW de potencial para as PCH's no Brasil, retirando essa indicação na publicação de seu texto final.
Partindo dos últimos estudos de inventário realizados pela CESP (Companhia Energética de São Paulo) para o potencial remanescente no Estado de São Paulo, chegamos a uma capacidade não aproveitada para as PCH da ordem de 3 GW, mostrando a insuficiência das estimativas supracitadas, relativizando o já elevado grau de comprometimento dos recursos hidrelétricos paulistas em comparação aos outros estados da União.
Essa deficiência de informações sobre o potencial disponível não deve, contudo, determinar juízos de valor sobre a conveniência do planejamento local, mesmo porque, a alternativa concorrente de um sistema de PCH não é a grande usina hidrelétrica, mas sim a termelétrica, ou outra forma de produção energética.
O acréscimo de potência instalada através de PCH's pode representar uma contribuição efetiva para o sistema interligado, na medida em que torna possível atenuar as dificuldades de fornecimento de energia (Mariotoni et all, 1998).
Embora essas hidrelétricas não tenham a capacidade para fornecer grandes quantidades de energia, possuem algumas vantagens em relação às hidrelétricas de grande porte, possibilitando implementações e entrada em operação num período de tempo muito menor.
Segundo as perspectivas de ampliação do parque gerador em função de novas PCH´s, o período de implantação destes empreendimentos para o prazo de 18 e 24 meses, com potência total de 630 MW, correspondente às já autorizadas ou em processo de autorização, para o período entre 24 e 36 meses, a potência totaliza 472 MW de projetos já apresentados ou em análise, junto a ANEEL.
Duas vantagens decorrentes do tamanho dessas hirelétricas, possibilitam a integração em menor tempo, ou seja, menor investimento e menor prazo de maturação. Dessa maneira, se for implementado um conjunto de hidrelétricas, deve existir diminuição da importação de energia do sistema interligado, o que tem especial importância para contribuição do fornecimento no horário de ponta.
DESCRIÇÃO DO POTENCIAL HIDRELÉTRICO DO ESTADO DE SÃO PAULO
O Estado de São Paulo é o principal centro consumidor de energia elétrica do País, respondendo por aproximadamente 55% do consumo da Região Sudeste e 40% do consumo brasileiro.
A capacidade hidrelétrica instalada total do estado é de 10.105 MW; outros 3906 MW encontram-se em construção e 14 MW representa a capacidade desativada, o que totaliza o potencial de 14025 MW.
Após a conclusão das usinas hidrelétricas de Porto Primavera (1814 MW), Rosana (320 MW) e Três Irmãos (1292 MW), fica encerrado, no Estado, o ciclo de construções dos grandes aproveitamentos hidrelétricos. O potencial hidrelétrico remanescente é estimado atualmente em cerca de 2800 MW.
Este potencial constitui-se, em grande parte, por aproveitamentos de médio (10 a 50 MW) e pequeno portes (até 10 MW), com exceção de Canoas I e II no Rio Paranapanema; Batatal, Funil, Divisa, Tijuco e Itaoca no Rio Ribeira de Iguape, com potências superiores a 50 MW, totalizando 623 MW instaláveis.
Com o desenvolvimento dos equipamentos eletromecânicos e a aplicação de novos critérios de projeto, já dirigidos especificamente aos aproveitamentos de médio e pequeno portes, tem-se conseguido obter valores de custos competitivos do kWh gerado. Os inventários remanescentes devem ser constantemente aperfeiçoados e atualizados. Logo, tabela 2 apresenta as avaliações realizadas e em andamento totalizando 2687,90 MW.
As disponibilidades próprias de geração do Estado de São Paulo para 1995, estão resumidas na tabela 3.
A tabela 4 dá o balanço energético(1995-2010), energia de ponta, e os valores adicionais.
AÇÕES REGULADORAS EM RELAÇÃO ÀS POTÊNCIAS DE PEQUENAS CENTRAIS HIDRELÉTRICAS
A classificação das hidrelétricas de acordo com a potência instalada foi oficializada através do Manual de Pequenas Centrais Hidroelétricas, (Eletrobrás, 1982) e da portaria 109/82 de 24 de novembro de 1982, do DNAEE - Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica, orgão na época responsável pela aplicação da legislação relativa a energia elétrica no país. Esta diretriz tomada pelo governo foi fruto da crise do petróleo, que desequilibrou o mercado energético internacional. Passando a ser uma das metas do setor elétrico nacional, a diminuição gradativa do consumo de energia elétrica, pelas fontes supridas com base em derivados de petróleo, sendo então oferecidos atrativos fiscais e legais para implantação de hidrelétricas com potências até 10 MW; sendo consideradas Grandes Centrais Hidroelétricas as demais usinas superiores a esta potência.
Passadas aproximadamente duas décadas da classificação das pequenas centrais hidrelétricas, pelo DNAEE, o orgão que sucedeu o DNAEE, ou seja ANEEL, com o intuito de reformular os critérios para a definição de aproveitamentos hidrelétricos na condição de PCH´s, instituiu o decreto no 2.335, de 06 de outubro de 1997, como citado anteriormente, que define: como empreendimentos hidrelétricos com potência superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, com área de reservatório igual ou inferior a 3 km2 , serão considerados como aproveitamentos com características de pequenas centrais hidrelétricas, sendo que a área do reservatório é delimitada pela cota d'água máxima de montante.
Como ações relativas à economia de mercado, em relação ao setor elétrico pode-se citar como medidas mais relevantes, adotadas pela agencia nacional de energia elétrica – ANEEL, as seguintes:
Criação da figura do produtor independente de energia elétrica;
Em relação aos incentivos específicos às Pequenas Centrais Hidrelétricas, deve-se citar :
1.Desconto de no mínimo 50% nas tarifas de uso dos sistemas de transmissão e distribuição, ampliado para 100%, para às Pequenas Centrais Hidrelétricas que entrarem em operação até dezembro de 2003;
2.Isenção de ônus pela utilização de um recurso da União e do pagamento de compensação financeira por área inundada;
3.Comercialização de energia para consumidores com carga igual ou superior a 500 kW, em qualquer nível de tensão;
4.Direito de usufruto dos recursos constantes na Conta de Consumo de Combustível – CCC (existente para atendimento a sistemas isolados);
5.Utilização do valor normativo ( Pequena Central Hidrelétrica = R$ 71,30/ MWh), para regulamentação da regra de repasse para a tarifa.
RESTRUTURAÇÃO DO SETOR ELÉTRICO PORTUGUÊS
O sistema energético português tem sido objeto, nos últimos anos, de profundas alterações resultantes de medidas tomadas em várias áreas, uma das quais, apresenta particular relevância, e diz respeito à liberalização do acesso ao setor elétrico, o qual pôs fim à exclusividade conferida à EDP – Electricidade de Portugal.
Com a nacionalização em 1976 de todas as empresas produtoras e distribuidoras de energia elétrica, a EDP detinha o monopólio da produção e transporte de energia. No entanto, o próprio documento que criou a EDP (Dec. Lei 502/76) previu a existência de pequenos produtores de energia elétrica.
É no seguimento desta legislação que o Decreto-Lei no 20/81, de 28 de Janeiro, veio estabelecer as medidas de incentivar à auto produção de energia elétrica restringindo, porém, a qualidade de auto produtor às pessoas singulares e coletivas que a produzissem.
Posteriormente, a Lei no 21/82, de 28 de Julho, regulamentou a figura do produtor independente de energia elétrica e, deu possibilidades às empresas privadas, públicas e cooperativas de poderem proceder à sua produção e distribuição segundo determinadas condições.
Em 1988, a publicação do decreto-lei no 189/88, de 27 de Maio, abriu a atividade de produção independente de energia elétrica às pessoas singulares ou coletivas, de direito público ou privado, independentemente da forma jurídica que assumam. Em Julho de 1995 é publicada nova legislação que estabelece as bases de organização do Sistema Elétrico Nacional (SEN) e os princípios que enquadram o exercício das atividades de produção, transporte e distribuição de energia elétrica (Decreto-Lei no 182/95, de 27 de Julho).
De acordo com o Sistema Elétrico Nacional (SEN) este está organizado em dois sistemas com características distintas:
O subsistema SENV (Sistema Elétrico Não Vinculado) rege-se pela lógica de mercado.
Existem relações entre o SEP e o SEI, sejam as determinadas pela legislação específica (como por exemplo o regime especial de compra pelo SEP da energia elétrica produzida pelas fontes renováveis e pelas instalações de cogeração), ou as que resultam da cooperação entre o SEP e o SENV.
De acordo com os princípios da Diretiva do Parlamento Europeu e do Conselho relativa às regras comuns para o mercado interno da eletricidade (Diretiva 96/92/CE, de 19.12. 96), foi publicado o Decreto Lei no 56/97, de 14 de Março que veio introduzir alterações pontuais que ajustam a lógica de funcionamento do sistema a um novo modelo de reprivatização do Grupo EDP.
O Decreto Lei no 31/95, de 24 de Novembro, regulamenta os limites de potência estabelecidos inicialmente. Para as instalações que utilizam recursos renováveis, combustíveis nacionais ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, foram suprimidos os limites de potência instalada mantendo-se apenas limitação a 10 MW no caso dos aproveitamentos hidrelétricos.
MINI-HIDRELÉTRICAS E AMBIENTE
A legislação em Portugal, visava uma política de diminuição de dependência externa do País em relação a energia primária, criando as condições necessárias e estabelecendo os incentivos adequados para a promoção do aproveitamento de recursos endógenos, nomeadamente as energias renováveis, os combustíveis nacionais e os resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, bem como o uso do processo de cogeração.
As vantagens concedidas pela legislação bem como os incentivos financeiros disponibilizados criaram um grande afluxo de pedidos de licenciamento de pequenos aproveitamentos hidrelétricos, sendo as regiões Norte e Centro, zonas mais húmidas de Portugal, os locais preferencias para a realização destes aproveitamentos.
De Maio de 1988 até Fevereiro de 1994 deram entrada no Instituto da Água cerca de 1100 pedidos de instalação de mini-hidrelétricas (mini-hídricas).
Este número, como é evidente, não corresponde a 1100 locais diferentes, dizendo alguns deles respeito a sobreposições com outros pedidos formulados previamente.
Do total dos cerca de 1000 pedidos de licenciamento foram outorgados cerca de 120 alvarás de Licença de Utilização de Água para Produção de Energia, os quais viabilizaram a construção de cerca de 40 mini-hidrelétricas.
No período que decorreu entre 1990 e 1995 a contribuição dos pequenos produtores independentes (cogeradores, mini até 10 MW e outros produtores de energia a partir de outras energias renováveis) representou cerca de 11% da produção total de energia elétrica sendo 3% a parcela atribuível às mini-hidrelétricas.
Salienta-se que a utilização de formas de energia convencionais (carvão, gás, petróleo e derivados) produz emissões na atmosfera que prejudicam o meio ambiente e são a principal causa do efeito estufa.
Assim, o aproveitamento máximo dos recursos energéticos em Portugal e a redução da utilização dos derivados do petróleo - objetivo primordial da política energética - veio evidenciar o papel das pequenas centrais hidrelétricas na diversificação das fontes de energia e valorizar o seu contributo. Isto pode contribuir, indiretamente, para uma redução da emissão de CO2 na atmosfera.
DESPACHO LIMINAR
Nos casos em que não existe incompatibilidade com outros pedidos anteriores, os pareceres das entidades consultadas forem positivos, e o processo em apreciação estiver instruído com todos os elementos estipulados na legislação, é expedido um despacho liminar que determina a prioridade para a realização do aproveitamento.
A data de entrada dos pedidos de licenciamentos das minicentrais hidrelétricas assume particular relevância quando os critérios de prioridade de realização destes aproveitamentos fundamentam-se, de acordo com a legislação aplicável, na prioridade adquirida pela ordem de apresentação dos requerimentos. Mas, existe excessão nos casos em que, por lei, o requerente do aproveitamento pode perder a prioridade, se até a conclusão do processo de inquérito público for apresentado um outro estudo alternativo de viabilidade técnico-econômica, com uma produção anual média de eletricidade, em ano hidrológico médio, pelo menos 1,75 vezes superior à prevista no primeiro estudo.
Também, a realização, num determinado curso d'água, de pequenos aproveitamentos em cascata não é sempre, uma alternativa, passível de substituição por um único aproveitamento que englobe todos os outros e com potência instalada igual à somatória das potências dos pequenos. Esta alternativa só será possível quando não existem outros requerentes com prioridade naqueles locais e quando a potência total instalada for limitada aos 10 MW.
Quando a potência instalada no aproveitamento integral de um trecho do rio, em substituição de uma cascata de aproveitamentos, for superior aos 10 MW, o regime jurídico que se aplica ao licenciamento é diferente do aplicado às minicentrais e, os procedimentos administrativos são determinados na regulação do setor elétrico.
A articulação da legislação reguladora das Pequenas Centrais Hidrelétricas com o planejamento das bacias hidrográficas, onde se procura garantir uma gestão integrada e otimizada da utilização dos recursos hídricos, apresenta-se um tanto problemática. Isto se dá porque o licenciamento deste tipo de aproveitamento não se encontra subordinado aos planos gerais ou planos de ordenamento tendo, a priori, apenas que levar em conta o Plano Energético Nacional elaborado pelo Governo na óptica da produção de energia elétrica.
Segundo os critérios de prioridade de realização dos aproveitamentos, que são apenas fundamentados na prioridade adquirida pela ordem de apresentação dos requerimentos (prioridade no tempo), não se encontra, automaticamente, salvaguardada a utilização mais racional e otimizada dos recursos hídricos, uma vez que não foi atribuída à Administração qualquer intervenção de caráter regulador.
ALVARÁ DE LICENÇA
Antes da outorga do Alvará de Licença de Utilização de Água e após "despacho liminar" cada pedido é sujeito a um Inquérito Público que decorre na Câmara, ou nas Câmaras Municipais, em cujos municípios o aproveitamento está localizado.
Os Inquéritos Públicos já realizados têm revelado um grau de aceitação e de interesse muito diversificado por parte das populações abrangidas, os quais vão desde o total desinteresse até a apresentação de centenas de reclamações. Mas, de maneira geral, não é verificada uma relação direta entre os volumes das reclamações recebidas e os reais problemas que poderão ser causados pelo aproveitamento. Contudo, de uma forma geral, este procedimento tem marcado sua utilidade, trazendo à luz os problemas de direito de uso de água, eventualmente ainda não detectados, e revelando a difícil aceitação das pessoas afetadas pelas PCH's. Em alguns casos, o volume e a natureza das reclamações recebidas indicaram uma forte rejeição da população relativamente ao aproveitamento hidrelétrico proposto e, não foi conseguido achar uma plataforma consensual para a resolução do problema. Nestes casos não foi emitida a autorização de utilização da água.
As reclamações são emitidas à Entidade Licenciadora a qual, após análise das mesmas e nos casos em que estas não são impeditivas da concretização do aproveitamento, elabora as cláusulas específicas de cada alvará, as quais podem ser de ordem técnica, jurídica, ambiental e outras que tenham se revelado necessárias ao longo da tramitação do pedido de licenciamento.Assim, são consignadas todas as reservas e condições que resultam em todo o processo, de forma a garantir uma correta utilização da água.
CONCLUSÕES
Em razão dos estudos em desenvolvimento no âmbito do setor elétrico brasileiro, existe uma certa apreensão relativamente às perspectivas de atendimento da demanda de energia, que está por acontecer no futuro próximo. Pode-se perceber que, esgotadas as disponibilidades de Itaipu e das poucas obras previstas para os primeiros anos desta nova década, o Estado de São Paulo poderá apresentar um déficit de energia crescente, alcançando, no ano 2010, valores em torno de 10.141 MW médios de energia e 13.239 MW de ponta. Espera-se que, até 2005, a região Sul/Sudeste ainda seja auto-suficiente no atendimento energético. A responsabilidade de atendimento das necessidades complementares do Estado de São Paulo caberá a Furnas, empresa federal da região Sudeste, em fase de privatização.
Devido às grandes exigências do Estado de São Paulo e também da região Sudeste após o ano 2005, as expectativas indicam que o suprimento de energia elétrica deverá proceder da Amazônia, dependendo, entretanto, prioritariamente da implementação de linhas de transmissão.
Estudos desenvolvidos nessa região indicam a viabilidade técnica e econômica de vários aproveitamentos, ainda sujeitos à avaliação de impactos ambientais. De qualquer forma, grande parte do suprimento futuro de energia elétrica para o mercado consumidor de São Paulo dependerá de fontes externas ao Estado, o que aumenta a sua dependência externa.
Com a promulgação das leis de concessões, regularização de novas potências para PCH e a reforma do extinto Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE, agora Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, a perspectiva de inserção da Pequenas Centrais Hidrelétricas- PCH's no horizonte de planejamento energético nacional, começa a demonstrar sua importância e relevância na matriz energética. É fundamental o apoio, incentivo e revisão dos conceitos de PCH´s que estão em andamento, para a disseminação de PCH's em regiões mais afastadas dos grandes centros do país, de maneira a criar melhores condições de desenvolvimento regional.
Paralelamente, verifica-se que em Portugal está ocorrendo uma disseminação e valorização dos empreendimentos de pequena potência, principalmente na região norte do país. A ERSE - Entidade Reguladora do Setor Elétrico atua na regulamentação e incentivo junto ao SEI - Sistema Elétrico Independente, o qual em conjunto com a ERSE têm procurado estabelecer regras claras, para o aumento de mini hídricas em Portugal.
AGRADECIMENTOS
Os autores agradecem à CAPES e ao LNEC- Laboratório Nacional de Engenharia Civil, Lisboa–Portugal, pelo apoio junto ao PDEE - Programa de Doutoramento com Estágio no Exterior, realizado pelo Prof. Frederico F. Mauad.
REFERÊNCIAS
[1] BRASIL, Leis, etc. Da política nacional dos recursos hídricos:. lei 9.433, de 8 de janeiro de 1997. Diário Oficial da União, 9 jan. 1997. Seção I, p. 470 - 4.
[2] BRASIL, Leis, etc. Criação da Agência Nacional de Energia Elétrica: lei 9.427, de 16 de dezembro de 1996. Diário Oficial da União, Brasília, 27 dez. 1996. Seção I, p. 28653 - 6.
[3] MINISTERIO DE MINAS E ENERGIA. Diretrizes e Ações do MME Para o Setor Elétrico: reestruturação do setor elétrico, privatização, concessões, expansão da oferta na transição. Brasília, MME,1994. 55 p.
[4] MAUAD, F. F. e MARIOTONI, C. A (1997).Aspectos da Reformulação do Setor de Energia Elétrica. XII Simpósio Brasileiro de Recursos Hídricos, Vitória, ES.
[5] MARIOTONI, C. A .e MAUAD, F. F. (1998). Planejamento Energético Regional e a Discussão da Tecnologia Apropriada no Caso da Geração de Energia Através de PCH's, apresentado no III Congresso Brasileiro de Planejamento Energético, em São Paulo, S.P.
Endereço para correspondência
Carlos Alberto Mariotoni
e-mail: cam@fec.unicamp.br
