HYDRO BRASIL | Dezembro 2023

“Nunca houve no país uma política de desenvolvimento de PCHs”, diz a Abrapch

Ano 1 Dezembro 2023

nº 4

UHE Jaguara

HYDRO BRASIL

Andritz introduz no Brasil soluções para UHE mitigar oscilações de fontes intermitentes Nova geração de máquinas e soluções respondem de forma rápida às variações de carga gerada pelas intermitentes

CARTA AOS LEITORES

O

polímata Vaclav Smil, distinguido professor canadense de estudos energéticos e ambientais na Universidade de Manitoba, tem uma maneira prosaica de discutir a transição energética.

Ao considerar “delirante” o ano de 2030 para reduzir em 45% as emissões de dióxido de carbono do planeta, ele indaga: “De que adianta estabelecer metas que não podem ser alcançadas?”

HYDRO BRASIL Circulação trimestral

Mas mesmo com metas não realistas, as pessoas, segundo ele, estão consumindo mais SUVs que emitem 14% mais dióxido de carbono do que os carros pequenos. Estão construindo casas maiores, edifícios maiores, querem inventar novas técnicas para produzir mais aço.

“Mas precisamos de tudo isso mais e maior?, reflete o cientista e contrapõe: “Poderíamos dizer às pessoas

que, para salvar o planeta, vocês deveriam dirigir carros menores. Deveria ser assim: Se você dirige um carro menor, recebe um desconto. Se você dirige um SUV, paga uma sobretaxa. Precisamos definir metas racionais e mudar o consumo das pessoas”, ensina.

4 TECNOLOGIA

12 TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

Andritz introduz no Brasil soluções para UHE mitigar oscilações de fontes intermitentes

Número 4 - Ano 1 Dezembro de 2023 Conselho Editorial Valmor Alves Gerson Berti Ademar Cury Mário Luiz Menel da Cunha Ricardo Pigatto Edvaldo Santana Alessandra Torres Publisher: Milton Wells Planejamento Gráfico Luís Gustavo Van Ondheusden Revisão Press Revisão Fotos Divulgação Impressão Gráfica Capital Ltda.

Milton Wells Publisher

Uso de parcela do Fundo do Pré-Sal pode ser alternativa para impulsionar indústria de hidrogênio verde no Brasil

14 ARMAZENAMENTO UHRs podem ser o caminho de retomada de investimentos em hidrelétricas, diz Adriana Oliveira

6 ARTIGO Daniel Faller e Luciano Muller – A alta performance como resultado da engenharia de operação e manutenção

8 ENTREVISTA Presidente da Abrapch diz que nunca houve no país uma política de desenvolvimento do potencial de PCHs e CGHs

16 MEIO AMBIENTE Retorno de salmão adulto quebrou vários recordes em projeto da General Electric, nos EUA

10 SUSTENTABILIDADE Jirau é a primeira UHE da América do Sul a receber certificação do Padrão de Sustentabilidade Hidrelétrica

Produção Editora Matita Perê Ltda. ME Travessa Jundiaí, 2200/608 Porto Alegre 90250-270

17 ARTIGO

Solicite a revista pelo e-mail

18 ARTIGO

revistahydrobrasil@revistahydrobrasil.com.br

2 | Hydro Brasil

Roberto Zuch - Os desafios da expansão do setor elétrico

Ademar Cury –Transição energética, hidrogênio verde e matriz elétrica brasileira

Dezembro de 2023

TECNOLOGIA

Andritz introduz no Brasil soluções para UHE mitigar oscilações de fontes intermitentes A integração de novas energias renováveis, como a eólica e solar, representa um novo desafio em relação à estabilidade da rede elétrica. O padrão intermitente das novas energias renováveis ​​necessita de sistemas capazes de compensação de reativos e, dessa forma, garantir o controle de tensão e frequência.

Dada a proximidade do fim da vida útil de grandes hidrelétricas, uma nova onda de reformas de máquinas hidráulicas está sendo introduzida, sobretudo na Europa e nos Estados Unidos, para atender às necessidades do mercado. Trata-se de uma solução que pode responder rapidamente às variações de carga gerada pelas intermitentes e são usadas de 0 a 100% da faixa operacional, ao contrário das máquinas existentes.

No Brasil, a Andritz vem desenvolvendo dois projetos de adaptação de usinas a essas novas exigências impostas pela transição energética: UHE Sobradinho, de 1.050 MW, pertencente à Eletrobras, desde 1979 em operação; e UHE Jaguara, de 424 MW, da Engie Brasil, desde 1971 em operação. “Esses contratos podem representar um novo momento para o Setor Elétrico Brasileiro”, afirma nesta entrevista o presidente da empresa no Brasil, Dieter Hopf.

Acompanhe: A transição energética representa um novo momento para o mercado brasileiro?

Por vários anos, houve um cres4 | Hydro Brasil

Dieter Hopf, presidente da Andritz no Brasil

cimento expressivo e pouco planejado das fontes renováveis intermitentes, que agora chegaram ao limite, como pudemos constatar no apagão de agosto de 2023, afetando 25 estados da União. Diferentemente das hidrelétricas, as intermitentes fornecem energia de forma espontânea, conforme a condição meteorológica. Por exemplo, quando uma nuvem passa em cima de uma fazenda solar, há oscilações grandes de geração de energia. Até certo ponto, as hidrelétricas conseguiram compensar essa geração intermitente das eólicas e solares, mas o sistema precisa de novas soluções para manter

a estabilidade, e as hidrelétricas têm condições de atender a essa demanda oscilatória das intermitentes.

As hidrelétricas não foram construídas para essa necessidade?

As máquinas hidráulicas não foram construídas décadas atrás para esse tipo de operação, que chamaria de ‘nervosa’, com a finalidade de compensar as intermitentes. Ocorre que a vida útil dessas plantas hidroelétricas está acabando, e isso gerou uma onda de projetos de reforma, na qual a Andritz participa com bastante sucesso. No Brasil, a empresa fechou dois contratos: com a UHE de Sobradinho e da UHE Jaguara, que

estão recebendo melhorias devido a um plano de modernização.

Esses são os primeiros contratos no Brasil?

Esses dois contratos são os primeiros no Brasil de usinas que foram construídas nos anos 70 e 80, em que estamos trocando os equipamentos de geração, todo o equipamento de automação e auxiliares. Praticamente um retrofit completo. Esses contratos não contemplaram essa tecnologia, mas fazem parte dessas modernizações.

A grande vantagem é que essas usinas pós-modernizadas poderão participar do mercado de energia compensando as oscilações das intermitentes. A Andritz também tem um grande contrato de modernização completa da Usina de Baygorria, no Uruguai, que, além do retrofit completo, também será potenciada e gerará mais energia para o sistema uruguaio.

Poderíamos desenvolver máquinas mais agressivas, mais modernas. Todavia, hoje o sistema no Brasil não remunera esse tipo de serviço. Então, os clientes não teriam muita vantagem em comprar esse tipo de máquinas. Essa modernização de usinas depende do pagamento dos serviços ancilares.

Quais são as características dessas novas máquinas? Como foram desenvolvidas?

Essa nova tecnologia foi desenvolvida pela Andritz com universidades da Áustria e da Suíça e outras instituições que trabalham no setor de geração hidrelétrica. A empresa hoje é a líder do mercado porque desenvolveu uma nova geração de máquinas e soluções que podem responder rapidamente àquelas variações da carga geradas pelas intermitentes e são usadas de 0 a 100% da faixa operacional, ao contrário das máquinas existentes. Seria importante que essas novas tecnologias sejam usadas nos projetos de reabilitação e

reforma que ocorrem atualmente no país. Seria como trocar um Fusca por uma Ferrari.

Outro tema envolvendo as hidrelétricas é a repotenciação que, segundo a EPE, envolveria 49,9 GW passíveis desse processo. O que falta fazer?

Seria importante que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) promova um leilão de energia de reserva que, a princípio, estaria programado para o primeiro semestre de 2024, porque daí as hidrelétricas poderiam injetar mais potência ao sistema. É importante que os órgãos reguladores reavaliem as tarifas das hidrelétricas considerando os serviços ancilares, além de promoverem leilões de potência, incentivando a motorização adicional de centrais com reservatórios ou usinas reversíveis, a fim de manter o sistema elétrico seguro e sem falhas. Além disso, nessas situações de distúrbio no sistema elétrico, é de se considerar que as termelétricas demoram horas para entrar no sistema e as hidrelétricas entram de uma forma instantânea.

Outro tema que envolve a fonte hídrica e as intermitentes são as UHEs reversíveis. Quais são os requisitos de uma hidrelétrica para viabilizar-se como usina reversível?

Normalmente, as reversíveis são usinas novas. Transformar uma usina existente em uma reversível não é tão fácil. Quedas de 300 a 700 metros seriam o ideal para uma usina dessas. No Brasil, existem alguns locais com usinas que poderiam ser transformadas em reversíveis de forma mais fácil.

No Rio de Janeiro, Minas Gerais e São Paulo, com quedas em que se poderia instalar uma casa de máquinas adicional e usar essas usinas como reversíveis. A exigência é uma topografia adequada para que se possa viabilizar a utiliza-

“Esses contratos podem representar um novo momento para o Setor Elétrico Brasileiro” ção de uma usina existente como reversível. É uma configuração com dois reservatórios de água em altitudes diferentes, que podem gerar energia à medida que a água desce de um para o outro (descarga), passando por uma turbina.

A Andritz dispõe de um mapeamento no Brasil de usinas que poderiam ser transformadas em reversíveis?

Existe um grupo de estudo da EPE mapeando essas usinas. Para não ter problema de licenciamento, seria melhor considerar usinas em circuito fechado. Essa usina tem de estar localizada próxima aos centros de consumo. Outra questão é que as usinas em operação, de maneira geral, contam com processos de licenciamento e isso teria de ser revisto. De outra parte, a Aneel também precisa estabelecer regras para esse processo. A Agência enxerga a usina hidrelétrica apenas como geradora de energia, não como bateria, como são as reversíveis. Teria de ocorrer um leilão de capacidade de armazenamento. Pelo menos, notamos que a Aneel constatou que se precisa de capacidade de armazenamento de energia. Ocorre que se pensa em baterias e não em hidrelétricas que têm capacidade de armazenar com durabilidade, ao contrário da bateria que, além disso, tem problemas de reciclagem, de vida útil e também de descarte no meio ambiente. Já a hidrelétrica que não conta com esses entraves pode durar até 100 anos de forma eficiente por meio de modernizações.

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ARTIGO

A alta performance como resultado da engenharia de operação e manutenção (*) Daniel Faller (**) Luciano Muller O desempenho de geração de uma usina hidrelétrica pode ser fortemente afetado pela indisponibilidade de seus equipamentos. Tanto que a regulamentação do setor considera esses fatores no cálculo da Garantia Física, parâmetro que representa a energia média a ser entregue por cada empreendimento.

Na Portaria nº 463/2009, o Ministério de Minas e Energia – MME estabelece que os fatores de indisponibilidade forçada e programada devem ser considerados para representar uma parcela de energia que deixará de ser gerada ao longo do tempo, cobrindo períodos de manutenção preventiva, corretiva ou até mesmo fatores externos que impeçam a operação de uma usina.

Na fórmula de cálculo aplicada na referida Portaria do MME, as indisponibilidades são aplicadas sobre toda a série histórica de produção energética de maneira igualmente distribuída, representando, em teoria, uma redução na Garantia Física para contemplar os momentos em que a usina esteja impedida de gerar energia.

Esse tema é objeto de muitos estudos e avaliações por parte do MME e da Aneel, que buscaram, por diversas vezes, estabelecer padrões que possam ser seguidos pelos diversos agentes quando da elaboração de seus projetos; porém, em razão da diversidade encontrada nos projetos de usinas hidrelétricas no Brasil, é bastante difícil compa6 | Hydro Brasil

tibilizar esse tipo de informação, especialmente para as usinas que não são despachadas pelo ONS, para as quais não existe a obrigatoriedade de divulgação dos índices por parte dos agentes.

Os usuais parâmetros de indisponibilidade forçada e programada podem não refletir se as condições de manutenção de uma usina são boas ou ruins.

Um longo tempo de indisponibilidade operacional de uma unidade geradora durante um período de seca pode não trazer prejuízo para o desempenho energético da planta, dado que naquele momento, invariavelmente, aquele equipamento estaria parado por falta de água; em contrapartida, um período de indisponibilidade pequeno em boas condições de afluência acaba representando uma perda de energia importante.

Dentro do conceito de operação e manutenção que aplicamos na HydroFall e Lummi Energia, o foco está em buscar o máximo aproveitamento da vazão disponível, passando este a ser o indicador mais importante das usinas em que trabalhamos.

Para isso, desenvolvemos ferramentas de gestão e monitoramento para acompanhar o que chamamos de “Índice de Eficiência”, o qual, na prática, representa a relação entre a energia gerada e a energia que poderia ter sido gerada com a vazão disponível.

Se avaliarmos o caso da PCH Buriti, um ativo de geração que pertence ao Grupo Electra, com conceito totalmente a fio d’água, desde que foi iniciada a operação

comercial em agosto/2018 foi possível obter um aproveitamento de 98% da energia afluente, sendo que, nos últimos 24 meses de operação, esse número chegou a 99,2%, com 19 meses da série registrando 100% de aproveitamento.

Esse resultado é obtido através de uma gestão ativa sobre as atividades de manutenção, onde a empresa BEI (contratada para fazer os serviços de operação e manutenção) desenvolve um trabalho de programação baseada no histórico de vazões e se utiliza dos resultados da operação para tratamento e gestão das falhas no objetivo de eliminá-las.

A HydroFall e a Lummi Energia, por sua vez, atuam na gestão dessas atividades, apoiando a BEI na busca das soluções de melhor custo-benefício e propondo melhorias para garantir índices cada vez melhores de desempenho.

Através do acompanhamento de um indicador que representa fielmente a performance, tem sido possível também reduzir os custos de manutenção, realizando-se as atividades que são efetivamente necessárias em cada período do ano, procurando atender à expectativa do Grupo Electra de buscar o melhor resultado de geração e investir constantemente na valorização de seus ativos. (*) Diretor executivo da HydroFall e sócio-fundador da Lummi Energia (*) Sócio e coordenador de gestão de ativos da Lummi Energia.

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ENTREVISTA

“Nunca houve no país uma política de desenvolvimento do potencial de PCHs” As PCHs e CGHs representam hoje apenas 6,6 GW da matriz elétrica brasileira com exatas 1.136 usinas. Se fossem viabilizadas, as centrais hidrelétricas inventariadas na Agência Nacional de Energia (Aneel), seria possível triplicar a atual potência instalada. Contudo, segundo afirma nesta entrevista a presidente da Abrapch, Alessandra Torres de Carvalho, nunca houve no país uma política de desenvolvimento de todo o potencial dessas pequenas usinas. “Como fonte hidráulica para inserção imediata, as PCHs são a solução disponível no curto e em médio prazo para atender à imprescindível necessidade de hidrelétricas na matriz e prover a complementação diária das intermitências das demais fontes renováveis”, defende Alessandra.

A seguir, leia a entrevista completa: Como você avalia a posição do Brasil em termos de aproveitamento da fonte hídrica em relação a outros países?

Um país de vocação hídrica, onde temos 12% da água doce do mundo, que já é muito escassa, temos em torno de 1.400 usinas instaladas e patinamos no discurso de demonização ambiental altamente manipulado, obsoleto e falacioso.

Falta muita transparência no Setor Elétrico Brasileiro a respeito dos prós e contras de todas as fontes de geração, afinal, todas as fontes têm impactos ambientais, mas 8 | Hydro Brasil

Alessandra Torres

das renováveis, só as hidrelétricas são massacradas. Enquanto isso, a Europa, parte da Ásia e os EUA procuraram desenvolver grande parte do seu potencial hidrelétrico.

Os números são robustos. A China é o país que mais cresce no mundo.

Conta com 47 mil reservatórios de água, dos quais 23 mil são para geração de energia através da água.

Isso porque entendem claramente que um país em desenvolvimento precisa de uma energia econômi-

ca, firme e renovável.

Os EUA são o 2º maior parque hidroenergético do mundo.

A Alemanha, país com o Partido Ambientalista mais forte do mundo, possui 7 mil hidrelétricas de todos os portes, com status de prioridade energética nacional. O Canadá é o 4º maior parque hidro do mundo. E a Áustria, um país do tamanho do Paraná, tem 5.000 hidrelétricas de todos os portes. E aqui no Brasil?

Ainda estamos longe de atingir todo o potencial de hidrelétricas?

Segundo dados da Eletrobrás, o Brasil ainda teria pelo menos 130 Giga de potencial hidrelétrico a ser explorado. Ou seja, pelo menos o dobro do que tem instalado hoje.

Mas o Brasil é o país que não perde a chance de perder chance, já dizia o ditado. Não sabemos lidar com a abundância e nem com a escassez de recursos naturais. Faltam conhecimento e planejamento adequado.

Existe algum planejamento, em nível federal, sobre o desenvolvimento do potencial de PCHs e CGHs? Infelizmente, nunca houve no país uma política de desenvolvimento de PCHs. Há 20 anos, o Brasil sofre com um discurso de demonização que foi implantado por ambientalistas, e o planejador do nosso Sistema deixou de olhar para a matriz hidrelétrica para dar prioridade somente às novas renováveis intermitentes, como eólica e solar. Na nossa visão, a entrada dessas novas fontes deveria ter vindo acompanhada da expansão e reinserção de mais hidrelétricas, de mais energia de base. Há muito tempo no Brasil que hidrelétrica não estoca apenas água. Estoca sol, vento, cana de açúcar e não é remunerada para isso. Ainda assim, mesmo vendo a evolução do nosso Setor, o planejador não tem demonstrado interesse em PCHs e CGHs. Qual é a política do governo brasileiro em relação às PCHs? Os últimos 20 anos foram muito difíceis para esse setor. Pouquíssimas contratações e nenhum plano para esse segmento se desenvolver. Entendemos que, se a água é um bem da União, se os empreendimentos revertem seus bens pra União, deveria ser de interesse da União fomentar a fonte. Recentemente, a Abrapch entregou ao Ministério das Minas e Energia

(MME) um Plano de Reinserção de Pequenas Hidrelétricas Ambientalmente Sustentáveis, um bloco de empreendimentos de baixo impacto ambiental que podem se viabilizar, trazendo vários benefícios ao Sistema Elétrico. Já que as grandes usinas precisam de maior aprofundamento, temos grande potencial de pequenas usinas disponíveis em curto e médio espaço de tempo. Só precisamos de vontade governamental para isso. Empreendimentos de maior vida útil do setor, menor tarifa final ao consumidor e indústria 100% nacional, gerando renda e emprego no Brasil e não fora dele.

Além de várias vantagens socioeconômicas e ambientais que nenhuma outra fonte entrega para o sistema e a sociedade.

Existem programas para atualizar e modernizar plantas existentes de PCHs para melhorar a eficiência? Qual seria seu potencial de incremento de MW no sistema?

Sim, existe um programa de modernização de usinas existentes baseado em um estudo de Expansão da EPE de outubro de 2019, que ainda não está em curso, mas pode ser realizado se for uma decisão do governo por meio do MME. Este programa está baseado no estudo do Planejamento de Expansão da Geração elaborado pela EPE, para ganhos de energia, eficiência e capacidade instalada que indica em torno de 25.000 MW médios de incremento de energia hidrelétrica.

O Brasil segue os padrões existentes em outros países relacionados a impactos ambientais e sociais de hidrelétricas?

Com a legislação ferrenha e desproporcional que existe no Brasil, não resta dúvida que nossos padrões estão entre os melhores. As usinas são fiscalizadas e cumprem obrigações que vão além do seu impacto produzido. A questão é

que as outras fontes – renováveis ou não - não mitigam tanto quanto as hidrelétricas. Temos no Brasil muitos indicadores ambientais e sociais de contribuição para a sociedade. A questão é que isso não é divulgado. O que se divulga no Brasil são apenas os impactos ambientais e não é dada a transparência das informações. O mundo inteiro trata as suas hidrelétricas com status de prioridade nacional. Só aqui no Brasil ficamos patinando no discurso medíocre de números manipulados, de que hidrelétrica é ruim. A segurança energética do Brasil está nas hidrelétricas.

Na COP-26, o Brasil prometeu zerar em 50% as metas de redução de emissões até 2026. O que você acha do papel das pequenas hidrelétricas no Brasil para cumprir as metas gerais de redução de emissões do país?

As PCHs e CGHs são ativos de descarbonização. Ao medir a geração dessas usinas, percebemos quantas toneladas de CO2 são evitadas na atmosfera. O Brasil é um país de vocação hídrica, deveria estar aproveitando seus potenciais, como o resto do mundo fez e faz. Temos inventariado na Aneel o potencial de aproximadamente 14.000 MW de pequenas hidros que poderiam se viabilizar, gerando renda, indústria 100% nacional, gerando empregos no Brasil e não fora dele, como as outras fontes fazem. E tudo isso contribuindo para o processo de neoindustrialização do país e o alcance da redução das metas de emissões dos acordos internacionais.

“Não sabemos lidar com a abundância e nem com a escassez de recursos naturais.

Faltam conhecimento e planejamento adequado.”

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SUSTENTABILIDADE UHE Jirau/ Divulgação

Jirau é a primeira UHE da América do Sul a receber certificação do Padrão de Sustentabilidade Hidrelétrica A enorme UHE Jirau, de 3,75 GW, da Jirau Energia, pertencente à Engie Brasil, localizada no rio Madeira, a 120 km de Porto Velho (RO), em outubro ganhou fama internacional. A usina foi a primeira na América do Sul a obter a certificação nível Ouro, de acordo com o Padrão de Sustentabilidade Hidrelétrica (HSS), conferido pela Hydropower Sustainability Council (HSC) – entidade formada por representantes de organizações sociais, comunitárias e ambientais, governos, bancos comerciais de desenvolvimento e do setor hidrelétrico.

O processo de certificação de 10 | Hydro Brasil

Jirau envolveu uma rigorosa avaliação independente e visita ao local, conduzida por uma equipe de especialistas credenciados. O desempenho do projeto excedeu as boas práticas, com pontuações superiores a 60% em todos os requisitos avançados para cada um dos 12 tópicos ambientais, sociais e de governança (ESG), descritos no Padrão de Sustentabilidade Hidrelétrica, relatou a HSC. De acordo com Edson Silva, presidente da Jirau Energia, o sistema de gestão ambiental foi o instrumento utilizado para viabilizar o gerenciamento das obras na usina. Isso abarcou todas as atividades realizadas no cantei-

ro de obras, no canteiro residencial – Nova Mutum Paraná – e na área de influência do empreendimento (obras do reservatório), além da gestão dos 34 programas socioambientais contemplados no PBA da fase de instalação.

A Jirau Energia também promoveu um acompanhamento técnico e social junto às comunidades remanejadas ou que passaram por algum outro tipo de interferência pela usina. O atendimento aos povos indígenas foi efetuado por meio de abordagem específica através de diálogo transcultural sobre o desenvolvimento das ações do programa em todas as suas fases.

Outro desafio foi assegurar o manejo e a sustentabilidade da pesca na região, de pirarucu, tambaqui e de outras espécies, realizado pelo Programa de Monitoramento e Apoio à Atividade Pesqueira, por meio do Subprograma de Apoio à Atividade Pesqueira (SAAP) da Energia Sustentável do Brasil, concessionária da UHE. O público de pescadores foi atendido em três colônias e duas associações distribuídas em seis comunidades, atendendo a 2.207 pessoas. Também foram construídos pontos de apoio à comercialização do pescado, junto a um Plano de Manejo Sustentável do pirarucu na Colônia de Pesca Z2 de Guajará Mirim.

No âmbito do Programa de Educação Ambiental, o projeto contou, ainda, com duas fortes instituições: a Cooperativa de Produtores Rurais do Observatório Ambiental Jirau, a qual re-

presentou todo o setor rural do entorno, e também a Associação do Observatório Socioambiental, que representou a comunidade urbana, estabelecendo diálogo com o poder público e privado em nome da população.

A Usina Hidrelétrica (UHE) Jirau, inaugurada em dezembro de 2016, é a terceira maior geradora de energia do país e a 17ª do mundo. A Usina é composta por 50 turbinas, distribuídas em duas casas de força, com capacidade instalada de 3.750 megawatts (MW) e garantia física de 2.205,1 MW. Localizada no rio Madeira, a 120 quilômetros de Porto Velho (RO), Jirau produzirá energia suficiente para atender a mais de 40 milhões de pessoas.

Seu capital é formado pela Engi (40%), Eletrobras Eletrosul (20%), Eletrobras Chesf (20%) e Mizha Participações S.A. (20%), subsidiária da Mitsui & CO.

Pirarucu é um dos maiores peixes de água doce do planeta O pirarucu é um dos maiores peixes de água doce do planeta.

Nativo da Amazônia, ele promove benefícios para o ecossistema e comunidades que vivem da pesca. Seu nome vem de dois termos indígenas: pira, “peixe”, e urucum, “vermelho”, devido à cor de sua cauda.

Por ser um peixe de grandes dimensões, o comprimento quando adulto costuma variar de dois a três metros, e o peso, de 100 a 200 kg. Possui dois aparelhos respiratórios, as brânquias, para a respiração aquática, e a bexiga natatória modificada, especializada para funcionar como pulmão na respiração aérea.

A espécie vive em lagos e rios afluentes, de águas claras, com temperaturas que variam de 24° a 37°C. O pirarucu não é encontrado em lugares com fortes correntezas ou em águas com sedimentos.

O pirarucu é um animal onívoro, pois se alimenta de seres animais e vegetais. Na alimentação do peixe, podemos encontrar frutas, vermes, insetos, moluscos, crustáceos, peixes, anfíbios, répteis e até mesmo aves aquáticas.

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TRANSIÇÃO ENERGÉTICA

Brasil tem alternativa para impulsionar a indústria do hidrogênio verde O advogado pernambucano Luiz Piauhylino Filho, especialista em legislação internacional na área de energia e presidente da H2Verde, nos últimos três anos em que fixou residência em Estoril, Portugal, vem acompanhando de perto as iniciativas de países da Europa voltados para o desenvolvimento do hidrogênio verde.

Alemanha, Portugal, Reino Unido e os Países Baixos estão entre os primeiros a lançar novos regimes de subsídios que permitirão aos promotores tornar os projetos rentáveis e aprovar decisões finais de investimento. Estima-se que mais de 1 GW do combustível será instalado na Europa em 2023 com base em novos incentivos governamentais. A Europa estabeleceu metas de produzir 10 milhões de toneladas de hidrogênio verde e importar outras 10 milhões até 2030.

Enquanto isso, de acordo com o especialista, apesar de existir no Brasil diversas proposições legislativas no Congresso Nacional, além do Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2), lançado em 2022, o país continua aguardando definições regulatórias, legislativas e financeiras por parte dos governos estaduais e federal para impulsionar essa nova indústria.

Uma boa alternativa de colaboração do governo, sugere Piauhylino Filho, seria o uso dos recursos do Fundo Social do Pré-Sal (FS), o qual foi criado pela Lei nº 12.858/2013 para maximizar os benefícios para o país das receitas oriundas das atividades petrolíferas na área do pré-sal. “Um caminho seria carimbar pelo menos uns R$ 100 bilhões, como forma de garantir recursos 12 | Hydro Brasil

para o programa do hidrogênio de baixo carbono no Brasil.”

“Os investidores já se deram conta do potencial do Brasil e não podemos perder esta oportunidade”, acrescenta. “É crucial trabalharmos em conjunto, aproveitando os recursos existentes a fim de viabilizar o setor de hidrogênio verde e alcançar nossas metas ambientais.”

Além dos desafios do marco regulatório, o presidente da H2 Verde destaca a necessidade de formação de mão de obra qualificada para trabalhar na nova economia, e de investimentos em infraestrutura nos portos marítimos brasileiros, que são a chave para tornar o custo do hidrogênio verde competitivo.

De outra parte, ele cita que são necessárias novas linhas de transmissão e subestações a fim de que os hubs de produção de hidrogênio verde possam receber a energia necessária para alimentar os eletrolisadores – dispositivo que permite produzir hidrogênio por meio de um processo químico (eletrólise), capaz de quebrar as moléculas da água em hidrogênio e oxigênio através da eletricidade.

Igualmente, carece de reforço o sistema de água de reuso próximo dos hubs de produção, subsídios e incentivos para os produtores da nova indústria.

Piauhylino Filho aponta o exemplo de Portugal, onde investimentos em projetos de hidrogênio verde estão em andamento há cinco anos, ressaltando a necessidade de aprendizado com essas experiências internacionais para viabilizar a indústria no Brasil.

Em sua opinião, o melhor cenário do hidrogênio verde, no território

Luiz Piauhylino Filho

nacional, seria investir na indústria de fertilizantes em que o país é fortemente dependente de importações. Já em relação ao mercado externo, ele acredita que o Brasil seria pouco competitivo sem os incentivos financeiros e fiscais iniciais, em comparação aos países europeus devido ao custo da logística. “Os europeus estão falando em 2,5 euros por quilo, a metade do custo que o hidrogênio verde produzido no Brasil chegaria à Europa”, calcula.

Uma alternativa para exportação seria a produção dos derivados: amônia verde, metanol verde, combustível sustentável de aviação e até mesmo o aço verde.

A H2 Verde é uma empresa luso-brasileira fundada em 2020, com sede no Estoril e filial no Brasil. No momento, o escritório desenvolve projeto, no Porto de Sines, de 400 MW de geração solar, além de 320 MW de eletrolisadores, que irão produzir algo perto de 20.000 toneladas de hidrogênio verde por ano, as quais serão transformadas em metanol verde com a mistura de CO2 biogênico, a serem destinados ao mercado europeu. O investimento previsto é de 1 bilhão de euros.

ARMAZENAMENTO

UHRs podem ser o caminho de retomada de investimentos em hidrelétricas, diz Adriana Oliveira A abertura da Consulta Pública da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) n° 039/2023, de 17 de outubro deste ano, sobre a regulamentação para o armazenamento de energia elétrica, incluindo UHRs, pode ser o caminho de reativação de investimentos na fonte hídrica no Brasil. A afirmação é de Adriana Oliveira, head de projetos térmicos da Thymos Energia, que vem trabalhando na elaboração de contribuições para a norma que permitirá a incorporação de sistemas de armazenamento, incluindo usinas reversíveis, como ferramenta para apoiar a transição energética sustentável.

O Brasil possui um potencial hídrico enorme, que deve ser aproveitado em uma matriz elétrica diversificada, eficiente e sem grandes impactos ambientais, e as UHRs podem ser uma forma de reabilitar investimentos em novas hidrelétricas, afirmou Adriana em entrevista à Hydro Brasil. Devido à sua característica de armazenamento e geração de energia, as UHRs, segundo Adriana, acumulam benefícios nos sistemas elétricos, tais como: reaproveitamento da água; flexibilidade (apoia o fornecimento durante alterações na demanda); regulação da rede elétrica, melhoria da eficiência energética e diminuição da exigência de capacidade instalada em geração. “Isso significa que as UHRs contribuem para 14 | Hydro Brasil

a confiabilidade do sistema e podem atuar como uma espécie de ‘seguro’ para a rede elétrica, garantindo uma fonte de energia confiável, disponível em caso de falhas em outras fontes de energia”, completa.

Conforme Adriana, entre as possíveis aplicações mais comuns de UHRs, está a redução de congestionamento na transmissão de energia por meio de reservatórios com capacidade para acumular excedentes de geração regional. Todavia, o Setor Elétrico Brasileiro (SEB) precisa ajustar a regulação e a remuneração dessas usinas, assinala.

No Brasil, ao todo, foram instaladas quatro UHRs, das quais três usinas no estado de São Paulo: Pedreira, Traição e Edgard de Souza, comissionadas em 1939, 1940 e 1955, respectivamente, e a UHR Vigário, no Rio de Janeiro, comissionada em 1952. Desse total, uma usina foi desativada (Edgard de Souza), e as demais não operam normalmente como usinas reversíveis, devido a restrições operativas.

As usinas Pedreira (100 MW) e Traição (22 MW) integram o complexo Henry Borden, no estado de São Paulo, tendo como finalidade principal bombear a

Adriana Oliveira: “O SEB precisa ajustar a regulação e a remuneração dessas usinas”

água do rio Pinheiros ao reservatório Billings, permitindo a produção de energia na usina hidrelétrica de Henry Borden (em Cubatão) com queda maior.

No entanto, desde 1992, para preservar a qualidade da água destinada ao abastecimento da

região metropolitana de São Paulo, o bombeamento do rio Pinheiros para o reservatório Billings só é permitido para o controle de cheias. A Usina de Vigário (88 MW) integra o complexo Lajes (RJ), e, embora possua unidades reversíveis, sua função principal

é bombear a água do rio Paraíba do Sul para o reservatório de Vigário, permitindo a geração na usina de Nilo Peçanha. A operação do complexo de Lajes é também restringida devido ao uso da água para abastecimento do Rio de Janeiro.

Usina reversível de Goldisthal: mais do que produção de energia A central hidrelétrica reversível Goldisthal, de 1.060 MW, no rio Schwarza, é o maior projeto hidrelétrico da Alemanha e o mais moderno da Europa.

A construção do projeto começou em setembro de 1997 e a planta iniciou operação comercial em outubro de 2004.

As principais características do projeto são: Reservatório superior com capacidade útil de 12 milhões de metros cúbicos. Este é o maior reservatório superior artificial da Alemanha, cobrindo 55 hectares em condições de armazenamento total. A barragem de enrocamento que represa esse reservatório tem 3.370 metros de extensão.

Dois túneis de acesso com 6,2 metros de diâmetro e revestimento blindado de aço, com comprimento total de cerca de 870 metros.

Caverna subterrânea da casa de força contendo quatro turbinas-bomba Francis verticais de 265 MW, quatro motores-geradores e sistemas auxiliares. Esta caverna é acessada através de um túnel de 1 quilômetro de comprimento, a partir do complexo de edifícios

Central elétrica Goldisthal

operacionais.

Caverna subterrânea de transformadores contendo quatro transformadores unitários, os transformadores de 10 quilovolts (kv) da alimentação elétrica interna, quadro de distribuição e conversores de frequência de partida.

Dois túneis de fuga com 8,2 metros de diâmetro e revestimento de concreto armado, com 275 metros de comprimento cada.

Reservatório inferior com capacidade de 18,9 milhões de metros cúbicos, represado

por barragem de enrocamento.

Edifícios operacionais com sala de controle e instalações de pessoal, em vale lateral. Todos os processos operacionais da Goldisthal são supervisionados neste local com a ajuda de um controlador lógico programável S7, fornecido pela Voith Siemens Hydro Power Generation da Alemanha. Este também é o local do controle central de todas as usinas hidrelétricas pertencentes à Vattenfall Europe.

Dezembro de 2023 | 15

MEIO AMBIENTE

Retorno de salmão adulto quebrou vários recordes em projeto da GE O retorno de salmão e truta prateada quebrou vários recordes nos meses de setembro e outubro deste ano no Projeto Hidrelétrico Westside da Portland General Electric (PGE), no rio Clackamasm, nos EUA, relata matéria da Hydro Review.

O Projeto Westside consiste em seis barragens que represam água para centrais elétricas com capacidade total de 192 MW, com idades que variam desde a usina de energia Timothy Lake de 1,7 MW, que começou a operar em dezembro de 2018, até a usina de energia Faraday de 44 MW construída e comissionada em 1907.

Essa combinação de conquistas é, em parte, o culminar dos esforços realizados nos últimos 17 anos para modernizar e melhorar os sistemas de passagem de peixes, de acordo com um comunicado. Além dos investimentos em instalações de última geração, o PGE trabalhou em conjunto com parceiros na Bacia do rio Cla-

ckamas para melhorar o habitat dos peixes e da vida selvagem que dependem de um ecossistema fluvial próspero.

Juntas, essas ações estão contribuindo para o retorno histórico do salmão prateado e do salmão chinook adultos, que migram para o Oceano Pacífico quando juvenis e nadam de volta ao rio Clackamas quando adultos. Mais de 17.000 coho adultos retornaram à represa de North Fork no outono, marcando o terceiro ano consecutivo de retornos recordes de coho. Além disso, os biólogos da PGE contaram o maior retorno de salmão chinook selvagem ao rio Clackamas desde o início da coleta de dados, em 1958, passando por quase 5.000 peixes acima da represa de North Fork.

Os investimentos da PGE em sistemas de passagem para salmão adulto e truta prateada incluem uma nova escada para peixes, uma armadilha para adultos

Gerações maiores de peixes juvenis estão indo para o oceano para reiniciar o ciclo 16 | Hydro Brasil

mais eficiente e instalações de triagem de última geração com mãos livres. Em conjunto, essas melhorias permitiram que os peixes passassem rio acima rapidamente e com menor manuseamento, proporcionando-lhes acessar as águas mais frias da parte superior da Bacia de Clackamas no início do ano, quando as condições são mais benéficas tanto para a desova como para a sobrevivência.

“Com o retorno de mais adultos desovando rio acima, estamos vendo gerações maiores de peixes juvenis indo para o oceano para reiniciar o ciclo”, disse Nick Ackerman, biólogo sênior da PGE no Projeto Hidrelétrico Westside. Agravado pelos recentes retornos de adultos, mais peixes juvenis passaram pelo sistema de desvio da PGE do que nunca neste ano. Um gasoduto melhorado garante que os peixes passem rapidamente pelo projeto, permitindo-lhes completar a sua migração quando o baixo rio Willamette está mais frio e os predadores estão menos ativos.

Além dos investimentos em infraestruturas e melhorias no habitat, as condições marinhas favoráveis nos últimos três anos ajudaram os peixes a crescerem a um ritmo mais rápido durante o seu tempo no Oceano Pacífico, melhorando as suas hipóteses de sobrevivência antes da viagem de regresso a casa, em Clackamas, informou a PGE. A Portland General Electric é uma empresa de energia totalmente integrada, que gera, transmite e distribui eletricidade para mais de 900.000 clientes em 51 cidades em todo o estado de Oregon, nos EUA.

ARTIGO

Os desafios da expansão do setor elétrico Roberto Zuch (*) É fato que o setor elétrico brasileiro está passando por uma profunda transformação, com o impressionante crescimento da Geração Distribuída e a elevação da participação das fontes renováveis intermitentes (Eólica e Solar) na matriz elétrica. Temos uma matriz elétrica invejável do ponto de vista da participação de fontes renováveis, o que é louvável, e que na minha visão trata-se de uma nova realidade, sendo um caminho sem volta.

Diante desse cenário, precisamos pensar os rumos da expansão do setor daqui para frente, muito mais focado no conhecimento técnico e na engenharia ímpar, que concebeu um dos sistemas elétricos mais robustos e complexos do mundo, e menos em lobbies e disputas políticas descoladas das necessidades técnicas do sistema.

Devemos seguir crescendo e desenvolvendo a nossa matriz elétrica no contexto da descarbonização, porém, sem abdicar da segurança e confiabilidade que sempre foram sinônimos desse setor.

Nos gráficos disponíveis no site da ONS, é possível observar que, durante o evento de corte de carga ocorrido no dia 15 de agosto deste ano, o comportamento da carga sofreu uma queda abrupta, desligando aproximadamente 35% dos consumidores no período entre 8h30min e 9h, e com base em informações disponíveis no mesmo site do ONS, fica evidente que a solução desse episódio aconteceu, preponderantemente, por mérito da geração de fontes à base hídri-

ca, em função da sua flexibilidade operativa assumindo um papel fundamental no rápido restabelecimento do sistema. É imperativo trazermos para a mesa de debate e incluirmos na agenda regulatória a questão da segurança e da capacidade de armazenamento de energia, frente a esse novo cenário que se desenha. Ao longo do desenvolvimento da expansão da matriz elétrica brasileira, a entrada em operação de grande parte da capacidade de energia armazenável do setor ocorreu entre os anos de 1960 e 2000. A partir do ano 2000, observamos a estabilização do incremento de novos reservatórios e, paralelamente, um crescimento mais acelerado de usinas termelétricas que têm o seu papel e importância dentro do mix da matriz elétrica para a segurança do sistema.

Diante dessa nova configuração da matriz elétrica brasileira, faz-se necessário regular sobre a remuneração dos serviços ancilares que, atualmente, são fornecidos sem a correta remuneração ao sistema, assim como pensarmos de forma criativa e objetiva a respeito da introdução de sistemas de armazenamento como, por exemplo, as Usinas Hidrelétricas Reversíveis (UHR). As UHRs podem utilizar de maneira racional a geração intermitente em períodos de baixa demanda, trazendo flexibilidade operativa no horário de pico. Obviamente que, para fomentar o interesse no desenvolvimento dessa alternativa e possibilitar a análise de viabilidade, será necessário criar a regulação,

orientando a forma de inserção dessas usinas no sistema, considerando, por exemplo, o aumento da garantia firme das usinas existentes que adotarem esse mecanismo, possibilitando a realização de novos contratos.

Além disso, é possível simular variações de cenários de contingências, visando identificar quais seriam os limites máximos toleráveis da participação de fontes intermitentes na matriz, as quais permitiriam garantir a operação do sistema com confiabilidade e segurança em níveis preestabelecidos. A partir desse limite, o incremento de fontes não controláveis somente seria autorizado de forma vinculada à inserção de fontes despacháveis, ou com sistemas de armazenamento próprio, de modo que o crescimento da matriz elétrica permaneça proporcionalmente dentro dos níveis de segurança predefinidos.

A provocação que trago aqui é apenas para refletirmos sobre a necessidade de colocarmos à frente aspectos técnicos para a definição de uma matriz elétrica ideal e equilibrada, sob pena de renunciarmos à segurança ou à modicidade tarifária. (*) Presidente do Conselho de Administração da Associação Gaúcha de Fomento às Pequenas Centrais Hidrelétricas (Agpch) Dezembro de 2023 | 17

ARTIGO

Transição energética, hidrogênio verde e matriz elétrica brasileira Ademar Cury (*) Estamos vivendo uma verdadeira euforia coletiva relacionada com a transição energética em curso no mundo, nestes novos tempos de guerras, aquecimento global e incontestável necessidade de descarbonização.

Neste ambiente, a transição energética brasileira precisa ser tratada de forma diferenciada em relação ao resto do mundo, por apresentar particularidades favoráveis.

Inicialmente, é preciso separar a matriz energética da matriz elétrica, tanto no Brasil como no mundo, pois as metas, os problemas e as soluções, de uma e de outra, são diferentes. A matriz energética mundial atual tem 15% de fontes renováveis, enquanto a brasileira alcança 48%.

Já na matriz elétrica, o mundo apresenta 29% de renováveis e o Brasil, 83%. Tanto em uma como em outra, o Brasil já está onde o resto do mundo pretende chegar em 2030 ou mais tarde. Isso, porém, não significa que não devamos participar deste movimento, com ações que busquem manter e ampliar a nossa posição privilegiada.

Por outro lado, o atual movimento de transição não é nenhuma novidade. A humanidade já vivenciou outras transições, energéticas ou não, desde a primeira Revolução Industrial, ou mesmo antes.

Para atender às metas globais da atual transição energética, será fundamental desenvolver 18 | Hydro Brasil

O hidrogênio verde, tão propalado como solução energética para a crise atual, interessa mais ao resto do mundo do que para o Brasil.

novos energéticos e novas tecnologias, incrementar as práticas de captura e armazenamento de carbono (CCS), aproveitar o grande potencial da eficiência energética a ser desenvolvido, tudo integrado com as oportunidades de descarbonização não energéticas, relacionados com florestas (conservação e reflorestamento), agricultura e pecuária, petroquímica, mineração e indústrias. É preciso pontuar também que o petróleo não deixará de ser usado: da média mundial de

consumo atual de 100 milhões de barris por dia, a meta de redução até 2.030 é de 25 milhões por dia, um quarto do consumo atual.

O Brasil já tem soluções energéticas consolidadas, a começar pelo etanol, que pode e deve ser incrementado, biocombustíveis, biogás, o gás do pré-sal, que precisa ser viabilizado e, claro, todas as fontes renováveis para geração de energia elétrica disponíveis, tudo com foco na descarbonização, segurança energética e modicidade tarifária.

Entre as fontes para geração de energia elétrica, é fundamental salientar a necessidade e urgência da reinserção da fonte hídrica na matriz elétrica, com e sem reservatórios, usinas reversíveis, a melhor bateria, sempre citadas e nunca viabilizadas e pequenas centrais hidrelétricas, incompreensivelmente alijadas da matriz elétrica passada e futura pelo planejamento setorial.

O hidrogênio verde, tão propalado como solução energética para a crise atual, interessa mais ao resto do mundo do que para o Brasil. Para nós, é uma nova fonte energética que precisa ser desenvolvida, resolvidas as inúmeras questões técnicas, melhorada a eficiência, buscando um preço competitivo sem subsídios, porém, mais do que isso, poderá ser uma importante oportunidade comercial para exportação.

A produção de H2 verde eletrolítico em larga escala, a qual precisará ser auditada, não admite interrupção do fornecimento da energia elétrica e, se depen-

der do grid nacional, vai precisar de complementação das fontes intermitentes, que, se não for hidrelétrica, será necessariamente térmica, deixando de ser verde.

Desde os primeiros movimentos sobre o hidrogênio verde, já evoluímos muito, inclusive na flexibilização do verde, admitindo outras opções renováveis de baixo carbono, limitado a um teto.

A produção de hidrogênio verde ainda custa de 3 a 5 vezes mais do que o hidrogênio azul, a partir de gás natural. O rendimento da cadeia verde, da produção ao consumo em países importadores, ainda é de cerca de 15%. Considerando os custos de produção, transporte e armazenamento, o barril de petróleo energeticamente equivalente ao hidrogênio ainda é de, no mínimo, US$ 250.

A tecnologia do hidrogênio já se desenvolve há muito tempo.

Em 2002/2003, foi criado um Programa Brasileiro de Hidrogênio e Sistemas de Células a Combustível – ProCaC e uma Parceria Internacional para a Economia de Hidrogênio, IPHE 2003, a qual reuniu 15 países, com promessas de viabilizar sua utilização a partir do ano 2020, o que, evidentemente, não aconteceu.

Embora o ambiente atual seja outro, é algo a ser revisitado para identificar conclusões, corrigir erros do passado e concretizar perspectivas futuras.

A tão prometida industrialização a partir do hidrogênio será limitada, por se tratar de investimento de capital intensivo, dependente de importações, gerar poucos empregos locais permanentes e depender de subsídios e incentivos.

Por todos esses fatores e considerando que a utilização massiva do hidrogênio, se acontecer,

demandará ainda algum tempo e não será nenhuma “bala de prata” do setor energético nacional, seria recomendado conter a euforia com que essa opção energética vem sendo tratada.

Programas de longo e médio prazo para novas formas de energia e fontes de energia elétrica precisam ser desenvolvidos sim, mas não devem desviar, e muito menos substituir, no curto prazo, a atenção da matriz elétrica brasileira, atual e futura, que, como dissemos, já é altamente renovável, mas está grandemente fragilizada, desbalanceada e abandonada à própria sorte pelo planejamento do setor elétrico.

Nos últimos 10 anos, a matriz foi composta por eólicas e térmicas, muitas a partir de combustíveis fósseis, mais recentemente solares intermitentes, crescendo sem controle, distantes dos pontos de consumo, geração distribuída 97% solar explodindo, alimentada por incentivos e subsídios, complementadas por algumas hidrelétricas sem reservatórios e poucas PCHs. Tudo isso resultou na situação atual da matriz elétrica, perigosamente descontrolada e sem planejamento, com sobras estruturais de potência e, ao mesmo tempo, com risco de apagões, sobre contratação das distribuidoras, encargos substanciais aos consumidores cativos, energia elétrica terceira mais cara do mundo, desestímulo a novos investimentos e com o “reservatório equivalente do sistema”, um dos melhores produtos de nossa matriz histórica, reduzido por falta de novos reservatórios.

As perspectivas futuras relacionadas com o hidrogênio e a mobilidade elétrica, além do esperado crescimento do país, de-

verão ser vetores de crescimento da demanda de energia elétrica até o final da década, porém não deveriam aumentar o desequilíbrio da matriz, o que, inexoravelmente, acontecerá se não houver novas hidrelétricas, reservatórios e PCHs. A matriz de geração de energia elétrica brasileira, portanto, precisa considerar o uso compartilhado, coordenado e equilibrado de todas as fontes disponíveis, com seus atributos quantificados e precificados: hidrelétricas, novas, antigas modernizadas e reversíveis, PCHs (disponíveis para implantação imediata), solares e eólicas, sem subsídios e com a correta precificação de seus custos indiretos de usinas híbridas (recentemente regulamentadas), térmicas nucleares, a biocombustíveis, biomassa e resíduos sólidos e, inclusive, térmicas a gás, no limite de seu espaço para prover a estabilidade do sistema.

De tudo que foi anteriormente exposto, só se reforça a necessidade de aprimoramento da governança do Setor Elétrico Brasileiro, de modo que o MME, orientado pelo CNPE, reassuma seu protagonismo na condução das reformas necessárias, coordenando com o Congresso Nacional e demais órgãos do setor, fazendo valer suas complexas premissas técnicas e que, a partir de planejamento estratégico, seja responsável pela necessária distribuição de fontes nas matrizes elétrica e energética, de forma determinativa e não indicativa como é hoje, considerando as novas cargas e viabilizando imediatamente novos investimentos em geração hidrelétrica, renovável e limpa. (*) Vice-presidente da Abrapch Dezembro de 2023 | 19