Bruna Moraes • Bruno Armbrust • Claudio Sales • Edmar de Almeida • Eduardo Tobias • Frederico Accon • Heitor Paiva • Ieda Gomes • Jerson Kelman • José Almeida dos Santos • Luiz Eduardo Barata • Marcelo Castro • Marcio Avila • Marcus D’Elia • Mariana Mattos • Osmani Pontes • Paula Kovarsky • Rubem Cesar Souza • Thiago Bao Ribeiro • Telmo Ghiorzi • Wagner Victer • Zilmar Souza ANÁLISES energiahoje.com / petroleohoje.com Ano 43 - No 489 - brasilenergia.com EÓLICA Brasil já precisa preparar a reciclagem dos parques HIDROGÊNIO A vocação de Pecem atrai R$ 24 bi em projetos Eletrobras faz parceria para exportar 200 mil t PETRÓLEO Retrospectiva multimídia da ROG.e transformada HIDRELÉTRICAS Compensações pagam R$ 75 bi a 743 municípios Projeto pode evitar nova inundação em Porto Alegre TRANSIÇÃO ENERGÉTICA A Lei do Combustível do Futuro em detalhes DISTRIBUIÇÃO Expansão da rede da AL demandará US$ 430 bi O que é preciso fazer para termos redes subterrâneas SÉRIES ESPECIAIS Hidrelétricas, Água e Sustentabilidade Ações em Transição Energética Novos Modelos e Tecnologias em Energia
Enfrentando desafios com corrosão, alta temperatura ou alta pressão? Com a Alleima, você está coberto. Embora sejamos uma marca de dois anos em tecnologia de materiais avançados, nossas raízes na siderurgia remontam a 1862 em Sandviken, Suécia. Por 60 anos, temos sido um parceiro confiável para a indústria de petróleo e gás. Até o momento, entregamos mais de 160 milhões de metros (525 milhões de pés) de superduplex tubos para umbilicais submarinos, e também fornecemos aços inoxidáveis duplex, austeníticos e ligas de níquel para aplicações exigente de OCTG em parceria global com a Tenaris. Além disso, oferecemos soluções para linhas de controle, CCUS e muito mais. Parece interessante? Vamos nos conectar. Visite-nos em alleima.com Com os materiais certos, nada é impossível
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 3 Diretor Presidente Celso Knoedt Diretores Alessandra Alves Patricia Quintão Rosely Maximo Editora Executiva Rosely Máximo Redatores Ana Luisa Egues Celso Chagas Chico Santos Esther Obriem Eugenio Melloni Fernanda Legey Fernanda Nunes Marcelo Furtado Nelson Valencio Sabrina Lorenzi Colunistas Bruna Moraes, Bruno Armbrust, Claudio Sales, Edmar de Almeida, Eduardo Tobias, Frederico Accon, Heitor Paiva, Ieda Gomes, Jerson Kelman, José Almeida, Luiz Eduardo Barata, Marcelo Castro, Márcio Avila, Marcus D’Elia, Mariana Mattos, Osmani Pontes, Paula Kovarsky, Rubem Cesar Souza, Telmo Ghiorzi,Thiago Bao Ribeiro,Wagner Victer, Zilmar de Souza Tratamento de Dados Mauricio Fagundes Programação Visual Ana Beatriz Leta Rafael Quintão ASSINATURAS Assinaturas Alessandra Alves assinaturas@brasilenergia.com.br Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 A e-revista Brasil Energia é uma publicação aberta, suportada unicamente por seus patrocinadores e anunciantes. Publicada desde março de 1982, disponibiliza um acervo, a maior parte digital, de mais de 40 anos registrando os principais fatos e cenários do setor energético brasileiro Você também pode querer assinar uma das nossas publicações especializadas e receber como bônus acesso antecipado ao conteúdo da revista Brasil Energia: • Brasil Energy: Anual, R$ 1.575; Mensal, R$ 150 • Cenarios Eólica: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Gás: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Petróleo: Anual, R$ 1.390 • Cenarios Solar: Anual, R$ 1.390 • EnergiaHoje: Anual, R$ 1.220; Mensal, R$ 120 • PetroleoHoje: Anual R$ 1.220; Mensal R$ 120 Atendimento ao assinante Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE Paula Amorim publicidade@brasilenergia.com.br Rio de Janeiro Lúcia Ribeiro - (21) 97015-4654 São Paulo Alex Martin - (11) 99200-0956 Fernando Polastro - (11) 5081-6681 EDITORA BRASIL ENERGIA LTDA RUA CONSELHEIRO SARAIVA, 28 SALA 601 20091-030 - RIO DE JANEIRO Tel (21) 3503-0303 Caros Leitores Nesta edição 489 da revista Brasil Energia o Leitor vai encontrar algumas boas novidades além da já tradicional seleção de matérias que já antecipamos nos diários EnergiaHoje e PetroleoHoje. Estamos dando início a três séries editoriais sobre temas que, no nosso entendimento, se destacam da ampla cobertura jornalística sobre as inúmeras atividades presentes desde o poço até o poste. As séries estão produzindo conteúdo semanalmente no site da revista e bimestralmente. Na série Hidrelétricas, Água e Sustentabilidade, nossa missão é mapear as usinas que, tanto quanto energia barata, fornecem, com seus reservatórios, bens ainda mais preciosos, como água para a população e para a agricultura e proteção contra secas e inundações. Na série Ações em Transição Energética procuramos destacar as ações em curso, muito além das intenções anunciadas. Nessa cobertura, alargamos nosso olhar sobre o que já vem sendo realizado em indústrias, na mobilidade, na pesquisa e no desenvolvimento de novos materiais e matérias primas de menor pegada de carbono. E na série Novos Modelos e Tecnologias em Energia nosso foco é o acompanhamento da grande transformação por que passam as distribuidoras, transmissoras e comercializadoras na universalização de energia mais barata à sociedade, bem como dar visibilidade às novas tecnologias que dia após dia se incorporam no nosso cotidiano. Esse esforço jornalístico não seria possível de realizar sem o apoio de parceiros com o qual, juntos, podemos democratizar informação relevante a todos os leitores interessados em conhecer o mundo pouco conhecido que está por trás das notícias. Nossos sinceros agradecimentos a Eletrobras, Fictor e Prysmian, parceiros nesta jornada. * * * Esta edição traz também uma seleção da extensa cobertura multimídia que realizamos durante a ROG.e, um evento que a cada edição projeta o Brasil como uma das lideranças globais no setor de O&G. A cobertura resultou em mais de 80 textos e vídeos, um conteúdo que, por ir além do factual, permanece relevante mesmo como retrospectiva.
4 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 acesse nossas redes sociais Editora Brasil Energia BrasilEnergiaEditora editorabrasilenergia @brasilenergia edição 489 sumário EÓLICA 6 Brasil já precisa se preparar para descomissionar os primeiros parques eólicos 17 Hidrelétricas, Água e Sustentabilidade 61 Ações em Transição Energética 145 Novos Modelos e Tecnologias em Energia DISTRIBUIÇÃO 48 Expansão da rede na América Latina pode custar US$ 430 bi até 2040 54 Aneel terá nova metodologia de perdas não-técnicas HIDROGÊNIO 96 A vocação de H2V de Pecém 98 Eletrobras firma acordo para produzir hidrogênio verde 100 Petrobras construirá sua primeira planta piloto de H2V 101 Norueguesa Fuella AS assina pré-contratos no Ceará e no Rio ESPECIAL ROG.E 110 Retrospectiva da maior edição de todos os tempos SÉRIES ESPECIAIS
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 5 colunistas 13 FREDERICO ACCON Curtailment e os riscos para geradores 56 HEITOR PAIVA A sobrecapacidade de refino na China e as exportações brasileiras 95 IEDA GOMES As crescentes atribuições dos reguladores na transição energética 59 BRUNO ARMBRUST Defensor ou Criador de Mercado? 9 CLAUDIO SALES Desgovernança institucional no Setor Elétrico 141 EDMAR DE ALMEIDA Desafios e oportunidades na redução da reinjeção de gás no pré-sal 15 EDUARDO TOBIAS Impactos da Reforma Tributária na competitividade das eólicas 107 BRUNA MORAES Do básico às ambiciosas metas do Brasil na COP 29 47 JERSON KELMAN Consumidores poderiam pagar menos pela energia de Itaipu 143 JOSÉ ALMEIDA DOS SANTOS Aumento do fator de recuperação de campos maduros 105 MARIANA MATTOS Oportunidades e desafios no setor de hidrogênio, segundo a AIE 137 MÁRCIO ÁVILA Tributação na Cláusula de PD&I em contratos de E&P 57 MARCUS D’ELIA Logística para novos Biocombustíveis e Hidrogênio 11 LUIZ EDUARDO BARATA PL das eólicas offshore, exemplo do que funciona mal no Congresso 136 MARCELO CASTRO Novas tecnologias e sistemas submarinos em futuro não tão distante 139 OSMANI PONTES Impacto da restrição de capital global no mercado de FPSO brasileiro 87 PAULA KOVARSKY $ustentabilidade se escreve com $ e carbono deveria ser moeda 89 RUBEM CESAR SOUZA Importância do bioetanol da mandioca para a Amazônia 45 WAGNER VICTER Consulta Pública do PDE 2034 – Um chamado a participação de todos 91 ZILMAR SOUZA A valoração das emissões evitadas de CO2 no ACR 109 TELMO GHIORZI Bons problemas brasileiros. Desde que consigamos resolvê-los 91 THIAGO BAO RIBEIRO Impactos da Reforma Tributária nos Contratos de Locação de GD
6 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 eólica Brasil já precisa se preparar para descomissionar seus parques eólicos Só com a capacidade atual, há aproximadamente 500 mil toneladas em pás que precisarão ter um destino sem agredir o meio ambiente Foto: Casa dos Ventos
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 7 Soluções têm que ser desenvolvidas principalmente para as pás, os componentes mais complexos para serem reciclados | POR MARCELO FURTADO | Mesmo que as primeiras demandas importantes para descomissionamento de parques eólicos no Brasil só comecem a surgir de fato em aproximadamente cinco anos – quando as instalações da época do Proinfa chegam ao previsto fim da vida útil, de 20 anos –, o setor eólico já precisa se estruturar para o cenário, caso queira dar um destino ambientalmente adequado aos componentes dos aerogeradores. A opinião é de Bruno Varandas, gerente de contas da Owens Corning, empresa norte-americana fornecedora de materiais compósitos de fibra de vidro, um dos principais insumos que compõem a pá eólica. A pá é o componente da turbina de mais difícil reciclagem, por ter vários materiais agregados. Já os demais componentes dos aerogeradores, com base mais em aço, alumínio ou concreto, são mais fáceis de reaproveitar. Para Varandas, o setor eólico precisa unir os elos da cadeia para procurar desenvolver uma solução a ser compartilhada por todas as empresas que passarão pela necessidade e para evitar o que já está ocorrendo em países com parques eólicos mais antigos, onde milhares de pás estão seguindo para aterros. Na sua opinião, a alternativa com mais potencial, e que também já está sendo empregada em alguns lugares do mundo, nos Estados Unidos e Europa, é a recuperação energética com uso da tecnologia de pirólise, que utiliza reatores térmicos em processo com ausência de oxigênio para gerar como subprodutos o biochar, óleo e gás de pirólise, todos reaproveitáveis. A vantagem da tecnologia no modo como está sendo aplicada para pás, disse Varandas à Brasil Energia, é que, como resultado do processo, as fibras de vidro podem ainda ser reutilizadas. “Elas perdem um pouco da propriedade mecânica original, mas podem ser usadas em aplicações menos nobres, como, por exemplo, para
8 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 eólica reforço estrutural na forma de liners em tubulações de ferro fundido de saneamento”, disse. Segundo ele, seria interessante haver apoio a empresas e institutos de pesquisa nacionais envolvidos com pirólise para desenvolver soluções locais. E sempre com o foco de reduzir os custos da operação, que ainda são caros nas experiências internacionais. Outra necessidade seria encontrar empresas para fazer o serviço de trituração das pás nos próprios parques em descomissionamento, para facilitar e reduzir o frete do transporte delas até o local da destinação, possivelmente onde ficariam os reatores de pirólise. Para Varandas, a necessidade de se criar soluções integradas “é para ontem”, dados os volumes de resíduos que começarão a ser gerados pelos descomissionamentos, que tendem a ser ainda maiores no futuro, visto as pás também estarem crescendo de tamanho ano após ano. A se guiar pela atual capacidade instalada da fonte eólica no Brasil (32 GW), há em operação 12 mil aerogeradores, o que totaliza 36 mil pás. “Se considerarmos uma média de 15 toneladas por pá, estamos falando de uma quantidade absurda, de 500 mil toneladas de produto a ser descomissionado e reciclado”, afirma Varandas. “E antigamente as pás tinham, em média, 10 toneladas, mas hoje já chegam a 20 toneladas”. As pás têm como materiais os compósitos de fibras de vidro e carbono, que são os reforços; os materiais de núcleo, ou seja, madeira balsa ou espumas pet; as resinas para fazer a junção dos materiais; e a parte de pintura, com tintas especiais anticorrosivas. Com a tecnologia proposta pelo Parque Mucuripe, da Wobben no Ceará, passou por retrofit para ampliar a vida útil
10 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 eólica gerente da Owens Corning, seria possível ter um grau de reciclagem de 95% das pás. Retrofit Na falta de solução para as pás, há quem defenda também esforços para prolongar a vida útil dos parques, por meio de retrofit e reforços das pás e demais componentes. Tem essa opinião o gerente geral da Wobben, subsidiária da alemã Enercon no Brasil, João Paulo Cavalcanti. Segundo ele, a empresa, que além de fabricante de aerogeradores também desenvolveu e opera alguns parques eólicos, trabalha para que seus parques tenham vida útil de 30 anos. E para isso realiza retrofit dos sistemas, como ocorreu no parque de Mucuripe, no Ceará, e no complexo de Osório, no Rio Grande do Sul, que passou por repotenciação. Para Cavalcanti, o principal gargalo para descomissionamento está mesmo nas pás, por conta dos materiais e da fibra de vidro. Isso tem feito, segundo ele, a Enercon priorizar onde for possível o uso de metais e alumínio nas turbinas. A possibilidade de reciclagem de metais das torres dos aerogeradores, aliás, já chama a atenção da siderúrgica Gerdau, que utiliza muita sucata de aço como matéria-prima de sua produção. A empresa tem intenção de fazer no setor eólico o mesmo serviço de descomissionamento que faz em plataformas de petróleo e navios, para recuperar os metais nas suas linhas siderúrgicas. Segundo disse a gerente geral de meio ambiente da Gerdau, Cenira Nunes, a empresa já foi procurada por representantes de dois parques eólicos com proposta para o chamado “desmantelamento” das instalações, serviço que inclui até o uso de trituradores in situ. n LT 1.394 KM Eólica 12 GW Solar 13 GW Subestações 124 Conheça-nos + Hidrogênio Verde + BESS + Offshore Em implementação
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 11 Luiz Eduardo Barata Luiz Eduardo Barata é presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia e do Instituto dos Consumidores de Energia. Escreve na Brasil Energia a cada dois meses. Completamos um ano desde que o projeto de lei das eólicas offshore foi aprovado por ampla maioria na Câmara dos Deputados, em novembro de 2023. Na ocasião, testemunhamos a inclusão indiscriminada de emendas que nada tinham a ver com a geração de energia dos ventos em alto mar. Ainda assim, foram todas aprovadas, mesmo representando um custo astronômico de R$ 658 bilhões pelos próximos 25 anos. Agora, o projeto pode ser aprovado no Senado e veremos se os senadores serão tão permeáveis aos lobbies quanto os deputados federais foram. As oito emendas jabuti incluídas no projeto têm potencial para gerar um custo anual de R$ 25 bilhões para os consumidores de energia, o que significará um aumento de 11% nos custos da energia. Os consumidores residenciais, à exceção dos de baixa renda, pagarão em média R$ 20 a mais por mês no boleto, o que dá R$ 240 de cobrança extra por ano, como se fosse uma 13ª conta de luz. Esse é o presente de Natal que os senadores podem dar aos brasileiros. Nos estados do Norte e Nordeste o efeito será ainda pior. Além desse carrinho na canela dos cidadãos e do setor produtivo, que verão o custo da energia aumentar novamente, chama atenção a quantidade de problemas que um único projeto de lei pode causar quando é capturado por interesses privados e tramita sem pudor nos gabinetes do Congresso Nacional. O PL 576/21 determina a contratação compulsória de energia, uma grande parte em usinas térmicas inflexíveis a gás e carvão. São todas contratações sem justificativa técnica ou econômica. Aliás, entre os especialistas do setor elétrico predomina o consenso de que as usinas a carvão são completamente desnecessárias do ponto de vista energético, assim como a contratação de mais usinas a gás além das que já operam. No Plano da Operação Energética 2024, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) recomenda que nos próximos cinco anos não sejam incluídas, no sistema, termelétricas com alto nível de inflexibilidade ou longo tempo de acionamento, como as que estão previstas no PL das eólicas offshore. Se aprovado como está, o projeto criará condições que contrariam a orientação técnica e científica do ONS. Pode isso? No Legislativo, tudo pode. Pode usar um projeto de lei de energia renovável para aumentar a capacidade instalada de fontes fósseis, por que não? Uma das emendas vai elevar em 23% a capacidade instalada de gás em relação aos 18,2GW registrados em 2023. No caso do carvão, o crescimento será de 40% com a adição de 1,2GW aos atuais 3GW. Inevitavelmente, o volume de emissões de gases de efeito estufa do setor elétrico brasileiro voltará a subir de forma considerável e nossa matriz elétrica – motivo de orgulho nacional e admiração internacional – ficará mais suja. PL das eólicas offshore, exemplo do que funciona mal no Congresso
12 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 Continuação Luiz Eduardo Barata Outro efeito adverso que seguramente a maior parte dos parlamentares não parou para analisar é o fato de que quanto mais energia térmica inflexível houver na base, menos geração renovável o ONS despachará. Veremos que, inacreditavelmente, o PL das eólicas offshore vai promover a retração da geração eólica no país. Pode isso? No Congresso rola. Se entrou jabuti de carvão e de gás natural, como ficaria de fora o jabuti das pequenas centrais hidrelétricas (PCHs)? Assim como ocorre em outras fontes, muitos parlamentares mantêm investimentos nessa atividade também ou foram sensibilizados pelos argumentos de empresários do segmento. Essa emenda determina a contratação compulsória de 4,9 GW em PCHs. Para dar conta de tanta energia, serão necessárias dezenas de empreendimentos. O país tem um cenário hoje de sobreoferta, mas não tem ninguém planejando isso. No balcão do Legislativo, é chegar e fazer o pedido. Pode? Infelizmente, pode. A geração eólica em alto mar precisa do seu marco legal para prosperar e atrair investidores. Sem uma lei específica esse ramo de atividade está travado, grandes corporações internacionais estão tirando o time. Precisamos desse regramento para dar segurança à atividade e garantir que novos empreendimentos não surjam de forma irregular e danosa ao meio ambiente ou à população. Isso precisa se encaminhar logo, mas nossos parlamentares não foram capazes. Em agosto, foi assinado o Pacto pela Transformação Ecológica entre os três poderes do Estado brasileiro, conjunto de ações coordenadas para promover a sustentabilidade ecológica, o desenvolvimento econômico sustentável e a justiça social, ambiental e climática. No caso do Legislativo, deveria fazer parte desse pacto a definição de critérios objetivos e de uma espécie de meta climática que coloque limites éticos e morais no que os parlamentares andam aprovando. Câmara e Senado têm grande responsabilidade na viabilização ou no fracasso da transição energética do país. O sucesso da transformação ecológica brasileira passa pelo Congresso Nacional. Enquanto os mais diversos setores da economia discutem como reduzir suas emissões, gastam tempo e recursos buscando rever processos, em minutos os parlamentares contratam a emissão de toneladas de gás carbônico equivalente (CO2e) para as próximas décadas. Mas quem é criticado depois por não reduzir as emissões não são os deputados e senadores. O Poder Legislativo precisa ter metas de qualidade para cumprir. Uma delas é a meta de descarbonização da legislação brasileira. Não dá mais para se aprovarem projetos sem a menor análise de impacto ambiental ou econômico, como se o mundo não estivesse discutindo as mudanças climáticas e o aquecimento do planeta. Nossos legisladores precisam parar de interferir no planejamento energético do país ou de querer regular os órgãos reguladores. Há muito trabalho a fazer para enfrentar os problemas que o país já tem. Iniciativas como o PL das eólicas offshore não resolvem os dilemas existentes e ainda criam outros. Um único ato legislativo pode gerar tantas consequências negativas? Esperamos que os senadores agora tenham bom senso, corrijam os equívocos cometidos na Câmara dos Deputados e não se tornem corresponsáveis por mais essa agressão aos consumidores de energia elétrica.
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 13 Frederico Accon Frederico Accon é Head de Energia do Stocche Forbes Advogados. Escreve na Brasil Energia mensalmente. Coautora: Mariana Saragoça* Em outubro, escrevemos sobre os novos horizontes para a geração de energia elétrica, abordando uma série de discussões e riscos enfrentados pelo segmento de geração de energia elétrica, bem como tecendo algumas considerações sobre o tratamento legal e regulatório conferido a casos pretéritos, com o objetivo de promover uma adequação da alocação de riscos e benefícios e ampliar a segurança jurídica no setor. Dentre os pontos mencionados, destacamos os cortes deliberados de geração, o chamado curtailment, que vem impactando de forma significativa uma grande quantidade de geradores e grupos econômicos, o que deve gerar intensos debates no setor. Na prática, os referidos cortes de geração impedem que determinado gerador ou grupo de geradores injetem a energia no sistema, frustrando sua expectativa de geração e, consequentemente, a obrigação de entrega de energia formalizada por meio de contratos de comercialização de energia elétrica. Tais cortes são motivados por dois principais fatores: excesso de oferta de energia e restrições para o transporte de energia. Tal situação faz com que estes geradores (em regra, renováveis) – que não possuem gestão sobre os cortes de geração – sejam obrigados a adquirir energia de terceiros ou no mercado de curto prazo para honrar os acordos comerciais firmados, afetando, de forma relevante, a equação econômica que viabilizou a implantação dos empreendimentos. Tal cenário é, ainda, agravado tendo em vista a recente elevação do preço de liquidação das diferenças que, após meses próximo ao piso, já se aproxima de R$ 500,00/MWh em algumas situações. No horizonte de médio prazo, os sistemas de armazenamento por meio de baterias – tal como vem sendo discutido na Consulta Pública MME nº 176/2024 – podem contribuir para a redução dos impactos do curtailment, possibilitando a injeção de energia em horários alternativos e permitindo uma maior gestão sobre o despacho dessas usinas segundo as necessidades de demanda e confiabilidade do sistema. De toda forma, o curtailment já vem sendo realizado de forma recorrente, gerando prejuízos financeiros imediatos, o que tem levado os agentes a judicializarem o tema – mais de uma dezena de ações judiciais já foram propostas –, reacendendo os riscos de um movimento setorial tal como o ocorrido quando houve a judicialização do GSF. Curtailment e os riscos para geradores
14 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 Continuação Frederico Accon Assim, torna-se imprescindível uma discussão setorial profunda para a avaliação do tema, definindo uma adequada alocação de custos e riscos, em prol da segurança jurídica e da segurança operativa do Sistema Interligado Nacional – SIN. Neste contexto, vale observar que, pelo menos parte dos geradores envolvidos implantou seus empreendimentos no passado com base nas informações constantes de seus respectivos pareceres de acesso, refletidas nos contratos de uso do sistema. Além disso, a flexibilidade que tais geradores oferecem gera um benefício (ainda que atualmente não remunerado) ao sistema com um todo. Tais aspectos devem ser considerados nas análises. Outro ponto relevante quanto à alocação de riscos e responsabilidades refere-se aos impactos decorrentes do atraso na implantação de instalações de transmissão e distribuição, que, ainda que indiretamente, podem contribuir para o agravamento das situações de curtailment. Para além dos aspectos legais e regulatórios, também se entende importante reavaliar os critérios utilizados para a operação do sistema e para os cortes de geração, de modo a garantir a confiabilidade do sistema com o menor custo possível, não somente para a carga, mas para o setor como um todo. Afinal, não se pode perder de vista que os impactos financeiros decorrentes dos cortes de geração podem afetar negativamente o apetite para novos investimentos, o que, em última instância, acaba por elevar o custo dos projetos, sendo posteriormente repassado às tarifas de energia. Diante das diferentes perspectivas de como lidar com esse tema, é necessário aprofundar os debates, buscando uma alocação dos riscos equilibrada e adequada operação do sistema, que possa incorporar a evolução tecnológica, inclusive a inteligência artificial, para mitigação dos riscos, evitando uma nova onda de judicialização generalizada e insegurança jurídica. *Mariana Saragoça é sócia do escritório Stoche, Forbes Advogados. Os impactos financeiros decorrentes dos cortes de geração ...acabam por elevar o custo dos projetos, sendo posteriormente repassados às tarifas de energia
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 15 Eduardo Tobias Ruiz, especialista em análise de viabilidade econômica de projetos, financiamento, M&A e desenvolvimento de negócios, é sócio-diretor da Watt Capital. Escreve na Brasil Energia a cada quatro meses. Eduardo Tobias Em 20 de dezembro de 2023, foi aprovada a Emenda Constitucional 1321 que altera o sistema tributário nacional, principalmente a tributação da receita e do consumo. Em 11 de julho de 2024, o Congresso Nacional aprovou o texto do Projeto de Lei Complementar (PLP) 682, que efetivamente institui a Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS), o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS) e o Imposto Seletivo (IS). O texto agora tramita no Senado Federal, com perspectiva de aprovação ainda em 2024. A CBS irá substituir o Pis/Pasep e a Cofins gradualmente a partir de 2026 e integralmente a partir de 2027. O IBS irá substituir gradualmente o ICMS e o ISS, a partir de 2029, e integralmente a partir de 2033. A proposta de alíquotas, ainda em avaliação, é de 8,8% para a CBS e de 17,7% para o IBS. Outros projetos de leis complementares ainda serão debatidos para a regulamentação integral da nova sistemática de tributação. Valem destacar três princípios centrais da reforma: 1. a não cumulatividade plena dos tributos; 2. a base de cálculo sendo o valor da operação (“por fora”); e 3. a tributação com base no local de destino da operação. Este artigo tem por objetivo explorar qualitativa e quantitativamente os impactos da implementação do PLP 68 – principalmente o advento da CBS – na competitividade de novos projetos eólicos com início de operação a partir de 2027 e optantes pelo regime de Lucro Presumido. A partir de um estudo de caso, será apresentado o impacto da CBS na taxa interna de retorno (TIR) do acionista da usina de energia eólica (UEE) e no custo de produção de eletricidade, em R$ por MWh, tudo mais constante. Premissas do cenário base para o estudo de caso Criou-se um projeto de UEE hipotético com 200 MW de potência, chamado UEE Nordeste. Atribuiu-se um conjunto de premissas compatíveis com um projeto eólico competitivo, considerando o contexto micro e macroeconômico atual. Em seguida, construiu-se um modelo financeiro, projetando-se o fluxo de caixa ao longo de toda a vida útil estimada para o projeto e demais demonstrações financeiras. Com isso, calcularam-se as principais métricas de viabilidade econômico-financeira e índices financeiros. A estratégia de comercialização adotada foi de autoprodução (APE) por equiparação para 90% do volume da garantia física, por toda a vida útil do ativo. O restante da eletricidade foi vendido no mercado de curto prazo (MCP). Adotou-se o regime de Lucro Presumido, predominante no setor. Considerou-se um projeto com desconto de 50% na TUST – Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão. O fluxo de caixa foi construído em termos reais e, posteriormente, foi agregada inflação e reajustes. Portanto, os resultados são apresentados em termos nominais. A Tabela 1 detalha as demais premissas principais. As Figuras 1 e 2, a seguir, apresentam os principais valores e índices do Demonstrativo de Resultados do Exercício (DRE) e do Fluxo de Caixa Livre do Acionista (FCImpactos da Reforma Tributária na competitividade das eólicas
16 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 Continuação Eduardo Tobias FE), respectivamente, ambos referentes ao cenário base: Considerando esse conjunto de premissas, a TIR do FCFE em termos nominais do cenário de referência ficou em 14,85% ao ano. Impactos da reforma tributária na UEE Nordeste – resultados Assumiu-se à CBS a alíquota de 8,8% sobre a receita líquida. Analogamente, considerou-se crédito da CBS de 8,8% sobre todos os custos e despesas operacionais e não operacionais, à exceção das despesas gerais e administrativas, para as quais se considerou crédito somente sobre um terço do valor. Portanto, assumiu-se a premissa do escopo de operação e manutenção (O&M) 100% terceirizado. Considerou-se, por simplificação, que a reforma tributária não impactaria os atuais valores de mercado de Capex de implantação e manutenção, e custos e despesas operacionais. Além disso, assumiu-se que não haveria repasse do aumento da alíquota de 3,65% (do PIS e COFINS) para 8,8% para o consumidor da eletricidade. Por fim, desconsiderou-se o impacto do IBS na receita, pois, no cenário base, 100% da eletricidade está em APE já considerando 18% de ICMS; ou seja, o impacto seria marginal caso o IBS se confirme em 17,7%. Considerando essas condições de contorno, a TIR do FCFE em termos nominais caiu de 14,85% para 13,72% a.a. (-113 pontos base), assumindo que os créditos da CBS sejam redutores de custo/despesa e que o credor do financiamento já considere a CBS no cenário de referência para o cálculo da alavancagem financeira. Essa perda de rentabilidade é equivalente a um aumento de custo de produção de eletricidade de R$ 10,87 por MWh. Em outras palavras, para se obter a mesma TIR de 14,85%, seria necessário que a usina aumentasse o preço de venda de eletricidade no contrato de APE no valor de R$ 10,87 por MWh pelos 30 anos de vida útil do ativo. As Figuras 3 e 4, a seguir, apresentam os principais valores e índices do DRE e do FCFE, respectivamente, ambos referentes ao cenário “reforma tributária”: Outros impactos e indefinições Ainda há incerteza sobre como se dará o cálculo da CBS e do IBS para fins de presunção de imposto de renda (IR) e contribuição social (CSLL) no Lucro Presumido e para a contabilização dos créditos, tanto sobre custos e despesas como sobre investimentos. Caso se consiga repassar o incremento da carga tributária da CBS para o consumidor (o que parece improvável, considerando que empresas no Lucro Real já tomam 9,25% de crédito de Pis e Cofins, independentemente do regime tributário da UEE), ainda assim, haveria incremento do IR e CSLL da UEE, cujo cálculo é produto da receita bruta. A alíquota do IBS em si (estimada em 17,7%) trará pouco impacto para o modelo de negócio de venda de eletricidade para o gerador e para o consumidor final. Entretanto, para os casos em que o ICMS é diferido atualmente, caso incida o IBS, haverá incremento da presunção de IR e CSLL. Por outro lado, no caso dos modelos de negócio de locação/arrendamento (e.g. APE por consórcio), o IBS poderá trazer um grande impacto negativo para o gerador e para o consumidor, caso este não consiga aproveitar os créditos sobre o IBS pago. Vale recordar que, atualmente, não incide nem ISS nem ICMS sobre locação e arrendamento de usinas. n Leia o artigo na íntegra em brasilenergia.com.br/energia/impactos-da-reforma-tributaria-na-competitividade-das-eolicas
esta Série Especial, produzida pela Brasil Energia com o patrocínio de um parceiro institucional, destacamos a Sustentabilidade Socioeconômica e Ambiental dos projetos hidrelétricos. Na revista reunimos matérias, reportagens e entrevistas que publicamos semanalmente no site, mostrando que, além de energia, as UHEs, PCHs e CGHs fornecem água, são aliadas contra secas e inundações e irradiam negócios, empregos e impostos. N Destaques da Edição clique para ir direto para o conteúdo Hidrelétricas, Água e Sustentabilidade SÉRIE ESPECIAL Parceiro: ELETROBRAS Royalties e Compensações de Hidrelétricas somam quase R$ 75 bilhões UHE Pedra do Cavalo: água, energia e proteção a duas cidades históricas Líder em royalties recebidos, Santa Helena investe em renováveis e educação Inventários de PCHs já concluídos dariam uma nova Itaipu Brasil vai precisar de reversíveis no começo da próxima década Reversíveis para controle de cheias no Rio Grande do Sul
18 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 HIDRELÉTRICAS, ÁGUA E SUSTENTABILIDADE Royalties e Compensações de Hidrelétricas somam quase R$ 75 bilhões Os municípios são os principais beneficiários das compensações pagas pelas usinas pelo uso dos recursos hídricos. Em 2023, 743 municípios foram beneficiados pela CFURH e no primeiro semestre deste ano 347 municípios recolheram royalties pagos por Itaipu | POR CHICO SANTOS | Royalties pagos por Itaipu são os mais altos, mas as compensações alcançam cerca de 350 municípios Foto: Alexandre Marchetti/Itaipu Binacional
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 19 Os valores pagos pelas hidrelétricas brasileiras a título de royalties, no caso de Itaipu Binacional, e de Contribuição Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (CFURH), caso das demais usinas, desde que foram instituídos até setembro deste ano, somam aproximadamente R$ 75 bilhões, o que representa quase que exatamente a soma dos orçamentos dos ministérios dos Transportes (R$ 53,6 bilhões), da Ciência, Tecnologia e Inovação (R$ 12,8 bilhões) e Desenvolvimento Regional (R$ 9,3 bilhões) para este ano. Os recursos beneficiaram cerca de 760 municípios, 21 estados, o Distrito Federal e a União. O valor acumulado corresponde à soma de R$ 35,73 bilhões arrecadados com a CFURH desde a sua criação em março de 1997, segundo informação da Aneel, com 50% dos aproximadamente US$ 14 bilhões que Itaipu pagou desde a sua inauguração, em 1984, até setembro deste ano aos beneficiários de Brasil e Paraguai. Pelo câmbio oficial de 10/10/2024, o valor representa R$ 39,13 bilhões. Embora os dois benefícios obedeçam a legislações diferentes, ambos guardam muitas semelhanças entre si, começando pelo fato de que os municípios são os principais beneficiários, seguidos dos estados e, por último, a União, sendo a parcela desta última destinada a órgãos específicos. No primeiro semestre deste ano os royalties de Itaipu, no valor total de R$ 701 milhões, foram distribuídos para 347 municípios, seis estados e para a União. Já a CFURH, cuja quantidade de beneficiários depende da geração das usinas, beneficiou no ano passado 743 municípios, 21 estados, o Distrito Federal e a União. Pelas regras explicitadas na sequência, dos municípios que recebem royalties de Itaipu, basicamente, apenas os 16 que ficam em torno do lago não recebem também a CFURH. Além do Paraná e de 49 municípios do estado, recebem royalties de Itaipu Minas Gerais e 93 dos seus municípios, São Paulo e 159 cidades do estado, Goiás e 38 municípios, Mato Grosso do Sul e sete municípios e o Distrito Federal. Isto acontece porque eles possuem reservatórios que, ao longo da cascata, contribuem para a geração de energia pela usina binacional. Desta forma, são elegíveis para receber royalties e a CFURH, pela vizinhança com outros reservatórios da bacia do Paraná. Dos dez municípios que mais receberam royalties e CFURH de 2019 a setembro deste ano, segundo dados da Aneel, seis são do Paraná, em ordem de classificação Santa Helena, líder do ranking geral, Foz do Iguaçu, sede brasileira da usina e segundo colocado no ranking, Itaipulândia (4º), São Miguel do Iguaçu (6º), Guaíra (8º) e Marechal Cândido Rondon (10º). O fenômeno decorre do fato de que esses municípios fazem parte daqueles 16 “lindeiros” ao lago da segunda maior hidrelétrica do mundo, ou seja, ficam às margens do reservatório e cederam alguma fração dos seus territórios para
Porto Velho, próxima às hidrelétricas Jirau (3.750 MW) e Santo Antônio (3.568,3 MW), ocupa o terceiro lugar no ranking geral das compensações Foto: Divulgação Jirau Energia 20 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 HIDRELÉTRICAS, ÁGUA E SUSTENTABILIDADE o armazenamento da energia. Dos 16 municípios nesta classificação, 15 são do Paraná e um do Mato Grosso do Sul (Mundo Novo). A Lei nº 13.661, de 2018, definiu a repartição dos royalties brasileiros da usina binacional na base de 65% para municípios, 25% para estados e 10% para a União (MDR, MME e FNDCT). E da fatia dos municípios, 85% vão para os lindeiros e 15% para os demais. A Lei 13.823/2019 complementou a partilha, definindo que dos 85% dos lindeiros, 10% vão para a cidade de Guaíra, onde ficava a cachoeira Sete Quedas, eliminada pelo reservatório. As duas leis acima mencionadas definem a partilha brasileira, mas o esquema geral de repartição dos royalties é regido pelo Anexo 3 do Tratado de Itaipu, o que trata das questões financeiras do acordo para a construção da usina, vencido em agosto do ano passado e há mais de dois anos objeto de intensas negociações entre os governos do Brasil e do Paraguai. Por ser a sede de Itaipu e ter um grande número de outras usinas hidrelétricas em seu território, o Paraná é o estado que mais recebe royalties e CFURH, somando R$ 1,70 bilhão desde 2019, segundo os dados da Aneel. Minas Gerais vem em segundo lugar, com R$ 500 milhões, seguido do Pará (R$ 460 milhões), São Paulo (R$ 270 milhões) e Rondônia (R$ 250 milhões). A Partilha da CFURH Fora do circuito da usina binacional, a partilha da CFURH obedece aos
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 21 mesmos percentuais de distribuição estabelecidos na Lei 13.661, com diferença entre os órgãos beneficiados pela parcela da União. Neste caso, o município mais beneficiado é Porto Velho, capital de Rondônia, que abriga as hidrelétricas Jirau (3.750 MW) e Santo Antônio (3.568,3 MW), ocupando o terceiro lugar no ranking geral das compensações, com R$ 625 milhões recebidos desde 2019, segundo os números da Aneel. Em segundo e terceiro lugares no ranking exclusivo da CFURH aparecem as cidades de Altamira e Vitória do Xingu, no Pará, os que tiveram seus territórios mais afetados pela construção da UHE Belo Monte (11.233 MW), a maior hidrelétrica 100% brasileira e quarta maior do mundo. Elas receberam, respectivamente, R$ 307,3 milhões e R$ 297,3 milhões entre 2019 e setembro de 2024. O quarto município mais beneficiado pela partilha da CFURH, nono no ranking geral das compensações, é Novo Repartimento, originário do acampamento nascido na década de 1970 para a construção da rodovia Transamazônica. Posteriormente, o povoado foi reassentado porque sua área original foi alagada pelo reservatório da UHE TucuOS 20 MUNICÍPOS MAIS BENEFICIADOS EM 2023
22 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 HIDRELÉTRICAS, ÁGUA E SUSTENTABILIDADE ruí (8.370 MW), outra das dez maiores hidrelétricas do mundo localizadas no Brasil. Novo Repartimento recebeu R$ 222,1 milhões de CFURH deste 2019. De acordo com a Aneel, a CFURH foi instituída pela Constituição de 1988 e regulamentada pela Lei nº 7.990/1989, mas sua sistemática de cálculo e recolhimento só foi estabelecida pela Resolução 67/2001 da Aneel, sendo a última versão dessa regulamentação definida pela Resolução Normativa nº1.027/2022 da agência. O seu recolhimento mensal corresponde a 7% do valor da energia produzida por cada usina hidrelétrica com capacidade acima de 10 MW. O valor do recolhimento é uma conta que multiplica 7% da quantidade de energia gerada em MWh por um referencial chamado Tarifa Atualizada de Referência (TAR) que é revista a cada quatro anos e atualizada anualmente pelo IPCA. Dos 7% arrecadados segundo a fórmula acima, 6,25% vão para municípios, estados e União, nas mesmas proporções dos royalties de Itaipu. Os outros 0,75% são destinados integralmente ao custeio da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA). A legislação estabelece ainda que municípios e estados não podem usar os recursos dos royalties e CFURH para pagamento de dívidas ou para gastos com pessoal. A valor atual da TAR é de R$ 94,45 e agora em outubro foi aberta pela Aneel a Consulta Pública nº 24/2024 para fazer a revisão quadrienal e a correção anual pelo IPCA. Pela proposta da área técnica da agência, a TAR para vigência em 2025 será de R$ 114,40, o que corresponde a um reajuste de 21,12% em relação ao valor vigente. O número corresponde a um reajuste real de 16,50%, descontada a variação de 4,24% do IPCA nos 12 meses encerrados em agosto. Segundo explicação da Aneel, a metodologia de rateio da CFURH, que abrange vários complexos de usinas, tem uma particularidade que a faz diferente dos royalties de Itaipu, uma usina solteira. Além da área alagada pelo reservatório de cada usina, o rateio leva também em conta o acréscimo de geração àquela usina proporcionado pelos reservatórios de regularização a montante, no caso das usinas em cascata. Tramita atualmente no Senado o PL 2918/2021 que propõe alterações na fórmula de cálculo do valor da CFURH de modo a aumentar o valor arrecadado e distribuído. Entre as mudanças propostas, a alíquota de 7% que atualmente incide sobre o custo da produção passaria a incidir sobre a receita bruta da usina. Outra mudança seria ampliar o espectro de usinas alcançadas pela compensação que passaria a incluir todas aquelas com mais de 5 MW de capacidade, ou seja, ficariam fora somente as Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs). O projeto, de autoria do senador Luis Carlos Heinze (PP-RS), tramita atualmente na Comissão de Meio Ambiente, tendo como relator o senador Nelsinho Trad (PSD-MS). Segundo cálculo do Instituto Acende Brasil, caso aprovadas as mudanças teriam impacto de R$ 1,7 bilhão por ano sobre as contas de luz. n
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24 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 HIDRELÉTRICAS, ÁGUA E SUSTENTABILIDADE UHE Pedra do Cavalo: água, energia e proteção a duas cidades históricas O reservatório construído para suprir de água Salvador e Feira de Santana e proteger as cidades históricas de Cachoeira e São Felix das cheias anuais do rio Paraguaçu, na Bahia, foi aproveitado anos depois para a instalação de uma hidrelétrica de 160MW | POR CHICO SANTOS | A barragem da Hidrelétrica de Pedra do Cavalo, ao fundo, protege as cidades históricas de Cachoeira e São Felix das enchentes anuais do rio Paraguaçu
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 25 A edição de 15 de março de 1960 do jornal carioca “Correio da Manhã” dedicou a maior parte da página 7 do 2º Caderno a relatos sobre a célebre cheia que atingia naqueles dias grande parte do Brasil, especialmente os estados do Nordeste, e suas consequências desastrosas. Um desses relatos dava conta da tragédia nos municípios históricos baianos de Cachoeira e São Félix, inundadas pelas águas do rio Paraguaçu. Em um dos trechos, a reportagem fala de “mais de duas mil pessoas” abrigadas no espaço acanhado de um convento em Cachoeira e de “milhares de vítimas” perambulando pelas ruas não alagadas de São Félix “somente com a roupa do corpo”. A cheia de 1960 foi apenas uma das muitas que flagelaram por séculos as duas cidades e a vizinha, rio abaixo, Maragogipe. Outra famosa aconteceu em 1948, quando embarcações navegando em meio aos casarões seculares provocaram comparações poéticas com a paisagem de Veneza, na Itália, abstraindo o trágico. No final da década de 1970, últimos anos do salto econômico dado pelo país, apelidado de “Milagre Brasileiro”, o governo da Bahia resolveu dar um basta no flagelo. Os estudos já apontavam que a solução seria a construção de uma barragem para controle das cheias do Paraguaçu e o ponto escolhido, pelas características do relevo, foi uma espécie de garganta que fica apenas a cerca de 2 km rio acima das cidades gêmeas de Cachoeira e São Félix, separadas pela histórica Ponte D. Pedro II, inaugurada em 1885 pelo próprio homenageado. A obra, segundo histórico da Empresa Baiana de Águas e Saneamento (Embasa), foi concluída em 1983 e a ela, como um desdobramento natural, se seguiu a construção da Estação de Tratamento de Água (ETA) de Feira, destinada a prover água potável para Feira de Santana, segunda mais populosa cidade baiana, e região, inaugurada em 1984. A água de Pedra do Cavalo chegaria a Salvador, distante 120 km, em 1990, com a inauguração da ETA Principal, no município de Candeias. Hoje o reservatório responde por cerca de 60% do suprimento de água a Salvador e Região Metropolitana, além de Feira de Santana e entorno, cuja captação em Pedra do Cavalo está em fase de ampliação. Foto: Rafael Martins/ Folhapress
26 Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 HIDRELÉTRICAS, ÁGUA E SUSTENTABILIDADE A vez da energia elétrica Regularização de cheias, abastecimento humano e irrigação foram as destinações primárias, e até hoje prioritárias, da água represada em Pedra do Cavalo, além da pesca e lazer. Curiosamente, embora o Brasil tenha vivido entre os anos 1970 e 1980 um dos períodos mais férteis de crescimento da geração hidrelétrica, inaugurando usinas como Itaipu, Tucuruí, Ilha Solteira, Paulo Afonso IV, Itumbiara, São Simão e Foz do Areia, para ficar apenas entre as maiores, a barragem de Pedra do Cavalo não nasceu com a mesma vocação, embora seu perfil fosse talhado para o papel. Somente no dia 23 de abril de 2002, sob os efeitos do vácuo de investimentos no setor que levou ao traumático racionamento de energia elétrica de 2001, é que foi assinado o contrato de concessão nº 19/2002 entre a Aneel e a Votorantim Cimentos, vencedora do leilão realizado no ano anterior, para exploração da UHE Pedra do Cavalo, de 160 MW. O engenheiro Dejair Silva de Lima, gerente de Operações da usina, explica que, embora somente com o alerta da crise hídrica de 2001 tenha sido decidida a construção da UHE, o governo da Bahia já previa o aproveitamento desde quando o reservatório foi construído. Tanto que, segundo ele, a obra inicial já incluiu a tomada d’água e os condutos que futuramente levariam a água para o conjunto formado pelas duas unidades geradoras (UGs) que vieram a ser instaladas depois. A UHE foi inaugurada em 2005 e desde então, conforme o relato de Lima, a geração hidrelétrica é mais uma atividade do projeto como um todo, sob a coordenação da Companhia de Engenharia Ambiental e de Recursos Hídricos da Bahia (Cerb). O executivo explica que a Votorantim participa dos vários fóruns responsáveis pela gestão do reservatório, como o comitê de bacia e a Área de Proteção Ambiental Lago de Pedra do Cavalo, em sintonia com outros órgãos estaduais, como o Instituto do Meio Ambiente e Recursos Hídricos (Inema). Quem trafega pela BR-101, indo do Sul-Sudeste para o Nordeste do país, ao passar pelo trecho entre as cidades de Cruz das Almas e Feira de Santana vê à esquerda um enorme paredão de concreto no meio e de pedras nas laterais, tendo abaixo o leito do Paraguaçu, maior rio 100% baiano, que se prepara para, a partir dali, percorrer os últimos 46 dos seus 600 km de extensão, único trecho continuamente navegável da calha, até desaguar na Baía de Todos os Santos. Situada entre os municípios de Cachoeira e Governador Mangabeira, a barragem tem 142 metros de altura por 470 de comprimento, tendo sido construída na técnica de enrocamento, aproveitando a disponibilidade de pedras no local, o que, segundo os especialistas, representa uma garantia adicional quanto à segurança. A captação de água para abastecimento humano e outros usos é feita por tomada d’água diretamente no lago e a vazão do rio a partir da barragem obedece a um hidrograma associado ao nível de armazenamento do lago, capaz de acumular quase 4 bilhões de m3 de água. O hidrograma obedece a limites que são determinados pelos outros usos rio abaixo, especialmente a pesca artesanal. Com a cota atual de período seco
Brasil Energia, nº 489, 29 de novembro de 2024 27 (113,82 metros no dia 17/10), o reservatório libera 40 m3/s e quando ultrapassa 114,50 metros até a cota máxima de 120 metros no período úmido, a vazão sobe para 160 m3/s, quando a usina opera na sua capacidade máxima. Em estado de restrição hídrica, quando o nível do reservatório cai abaixo de 112,5 metros, a vazão desce para 3 m3/s e a usina gera por apenas 11/ 2 a duas horas por dia. E com o nível entre 112,50 e 113,50 metros a vazão sobe para 12 m3/s. Lima explica que a proximidade com o mar acaba gerando um arranjo natural para o problema dos pescadores nos períodos de vazão mais baixa. Segundo ele, nessa conjuntura, a chamada cunha salina decorrente da entrada da maré rio adentro se acentua, trazendo com ela os peixes de água salgada que substituem momentaneamente os de água doce no leque de opções de captura. O tormento das enchentes só não acabou completamente depois da construção da barragem porque em 1989, quatro anos após o início das operações e muito antes da construção da UHE, uma cheia excepcional, com a vazão máxima foi quase dois mil m3/s maior do que a de 1960, obrigou os operadores a abrir completamente as comportas do reservatório. Ajustado o esquema de vazões e com a calha do Paraguaçu sendo capaz de suportar um volume de até 1.500 m3/s sem transbordar, o reservatório vem cumprindo seu papel nos últimos 35 anos. E embora a construção por enrocamento seja considerada uma espécie de certificado de segurança da barragem e ela seja monitorada 24 horas por dia, em julho do ano passado a Votorantim Cimentos, em parceria com as defesas civis dos municípios de Cachoeira, São Félix e Maragogipe, realizou um exercício prático simulado de situação de emergência. Segundo a empresa, o evento, que faz parte das obrigações do Plano de Ação de Emergência (PAE) previsto na legislação de segurança de barragens, contou com a participação de 1.548 moradores e com a atuação de mais de 150 profissionais especializados. “Existia um certo medo de barragem. O treinamento trouxe tranquilidade”, ressaltou Lima. n Enchentes em São Félix pelas águas do rio Paraguaçu nas décadas de 30, 40 e em 1989 Fotos: Arquivo Municipal São Félix
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