Hidrelétricas reconhecidas Ano 45 - No 503 - brasilenergia.com Especial de Capa mapeia os projetos possíveis de UHEs, com e sem reservatórios, e de usinas reversíveis, o potencial de remotorização e os efeitos sobre a cadeia produtiva
De maior transmissora de energia do país à plataforma de negócios a partir da energia. E tudo ao seu redor. Essa é a AXIA.
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 3 olá, leitor A importância da Amazônia Iniciamos nesta edição uma série de reportagens sobre Energia na Amazônia, nove estados que ocupam 60% do território nacional. O Brasil que conhecemos e ao qual prestamos atenção se concentra na parte maior em população mas em 40% do território. Mas na maior extensão do país, a realidade é outra para os quase 1 milhão de brasileiros sem acesso a energia e mesmo para os que recebem precariamente, em meio a uma população total de 30 milhões. A série Amazônia & Energia deverá conter reportagens quinzenais durante 6 meses e começa nesta edição com um panorama do abastecimento nos nove estados da Amazônia Legal pela rede e pelos sistemas isolados. Nas próximas edições, seguiremos destacando planos e propostas para ampliar a cobertura e melhorar a qualidade do atendimento, sem deixar de tornar público o que já está sendo feito. Das pesquisas feitas para as pautas a serem cumpridas, entre muitos estudos que já diagnosticaram problemas e propuseram soluções pontuais e planos abrangentes, entendemos que não existe solução única e tampouco solução fácil. E também que, ao invés de soluções importadas como a cara logística do diesel ou painéis solares que só funcionam parte do dia, há soluções locais mais baratas, que promovem o desenvolvimento regional, como é o caso do gás, do etanol da mandioca abundante e das várias oleaginosas. O desenvolvimento energético da Amazônia, onde o Brasil exibe seus mais baixos índices de IDH, é fator essencial para a ocupação avançada deste vasto território, tanto pela ótica da justiça social quanto pela segurança das nossas fronteiras.
4 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 edição 503 sumário ESPECIAL DE CAPA 14 Possibilidades e obstáculos para grandes hidrelétricas com reservatórios 21 Reversíveis como alternativa de armazenamento de longa duração 26 Modernização e Repotenciação podem acrescentar quase 3 GW ao SIN 30 Há esperança de retomada no núcleo da cadeia produtiva EMPRESAS 56 Investimento bilionário no Amazonas 82 Axia reforça infraestrutura da região Sul ÓLEO E GÁS 59 Desmantelamento, oportunidade para a indústria naval 62 O Fator Sergipe ESPECIAL BAHIA OIL & GAS ENERGY 2026 68 No Nordeste, o foco é atividade pé no chão BIOCOMBUSTÍVEIS 87 MT deverá ampliar produção de etanol em 16% SÉRIE AMAZONAS & ENERGIA 42 A Última Fronteira 44 Indicadores revelam a diversidade da pobreza energética 50 Em três estados, as estratégias para substituir o diesel AS LIDERANÇAS EMPRESARIAIS 38 Para Abraceel, fortalecimento institucional é prioridade 65 Abespetro cobra fim da gestão de multas no conteúdo local 85 Cogen propõe mais espaço para a cogeração no planejamento energético
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 5 EDITORA BRASIL ENERGIA – Rua Conselheiro Saraiva, 28 / 601, CEP 20091-030 – Rio de Janeiro - Tel (21) 3503-0303 - www.brasilenergia.com Diretor Presidente: Celso Knoedt – Diretores: Alessandra Alves, Patricia Quintão, Rosely Maximo – Editora Executiva: Rosely Maximo – Redatores: Ana Luisa Egues, Celso Chagas, Chico Santos, Eliane Velloso, Eugenio Melloni, Fernanda Legey, Fernanda Nunes, Marcelo Furtado, Nelson Valencio - Tratamento de Dados: Mauricio Fagundes - Programação Visual: Ana Beatriz Leta e Larissa Sayuri ASSINATURAS: Alessandra Alves, assinaturas@brasilenergia.com.br - Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 • Revista BRASIL ENERGIA: Acesso livre • BRASIL ENERGY: Anual, R$ 1.920; Mensal, R$ 184 • ENERGIAHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • PETROLEOHOJE: Anual, R$ 1.490; Mensal, R$ 145 • CENÁRIOS EÓLICA: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS GÁS: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS PETRÓLEO: Anual, R$ 1.695 • CENÁRIOS SOLAR: Anual, R$ 1.695 ATENDIMENTO AO ASSINANTE: Tel: (21) 3503-0303 / 98702-4237 PUBLICIDADE: Paula Amorim, publicidade@brasilenergia.com.br - Lúcia Ribeiro (21) 97015-4654, Alex Martin (11) 99200-0956 e Fernando Polastro (11) 5081-6681 COLUNISTAS ENTREVISTA 37 EDUARDO TOBIAS Financiamento de Projetos Renováveis em 2025-26 92 FREDERICO ACCON Modicidade tarifária nos contratos da distribuição 35 JERSON KELMAN O Uso Múltiplo das Águas na Lei 15.269/2025 67 JOSÉ ALMEIDA As bacias das Guianas e da Margem Equatorial 89 OSMANI PONTES Pagamentos de petróleo por trás da Guerra no Irã 55 RUBEM CESAR A Amazônia como nova fronteira de OG, riqueza e riscos 41 WAGNER VICTER Os Estados Unidos como base para políticas públicas 6 RICARDO VIANNA Presidente do BR Offshore
6 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 entrevista Ricardo Vianna O Brasil será um hub de reciclagem O presidente do novo estaleiro que está surgindo no Norte Fluminense disse acreditar na criação de um mercado perene de desmantelamento de grandes embarcações. O BR Offshore está de olho também no apoio offshore e na geração eólica marítima | POR FERNANDA NUNES | Em fase de finalização do projeto executivo, o estaleiro BR Offshore nasce em Quissamã, no Norte Fluminense, como uma promessa no segmento de reciclagem de grandes embarcações, sobretudo FPSOs. No fim de março, foi lançada a pedra fundamental. Alguns contratos já estão sendo negociados, inclusive para que a área seja utilizada também como base de apoio offshore, como antecipou o presidente da empresa, Ricardo Vianna, em entrevista à Brasil Energia. O projeto é de longo prazo. Num primeiro momento, a ideia é aproveitar a reativação da Bacia de Campos. Mas até mesmo o declínio será bem-vindo, já que o carro-chefe da BR Offshore é o desmantelamento de grandes embarcações no final de vida útil. No futuro, será a vez de agregar o apoio à geração eólica offshore ao portfólio de negócios. O investimento previsto, inicialmente, é de R$ 850 milhões. O começo das obras da primeira etapa está previsto para este ano e a conclusão, para 2028. “Se houver um novo declínio da Bacia de Campos daqui a cinco ou dez anos, vai ter a eólica offshore entrando. A nossa instalação está olhando para o mercado de 30 a 35 anos. Nesse período, o mercado de reciclagem de embarcações deve ser perene e crescente, dado a falta de instalações de reciclagem capazes de absorver a demanda”, afirmou Vianna. Veja os principais trechos da entrevista:
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 7
8 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 entrevista Ricardo Vianna Como surgiu o projeto do novo estaleiro? Começamos em 2012, quando compramos a área em Barra do Furado (em Quissamã, RJ), visando participar de uma licitação da Petrobras. Consideramos Barra do Furado extremamente estratégico. É o ponto de terra mais próximo do centro de massa da Bacia de Campos. A quatro quilômetros de onde estamos, entram três gasodutos e quatro oleodutos da Bacia de Campos, que dali vão para Cabiúnas (terminal). Tem toda uma lógica de localização. Além disso, já havia intervenções na área, com a construção de um canal artificial. Então, a gente tem não só um conhecimento bastante grande da região, que já tinha sofrido intervenção humana, como também aproveita parte da estrutura. Com a melhora do mercado, há três anos, começamos a repensar o que poderia ser feito na área. A gente começou a ver investimentos pesados na Bacia de Campos e o pré- -sal da região começando a ser explorado. Ao mesmo tempo, tem as operadoras independentes, que dão uma outra tônica de exploração dos campos já maduros. A gente vê ali um potencial bastante grande. Simultaneamente, alguns campos da Bacia de Campos também passam pelo fim do ciclo de vida. Sim. Plataformas começaram a ser descomissionadas. Ao mesmo tempo, houve uma grande mudança de paradigma na regulação mundial de reciclagem de plataformas. Antes, basicamente, os navios eram vendidos para cash buyers para eles fazerem uma reciclagem precária, com baixa preocupação ambiental e com os trabalhadores. Em função disso, várias convenções mundiais de circulação de materiais perigosos e de reciclagem de embarcações estabeleceram regulamentos mais restritos, o que levou à criação de um novo paradigma, de uma reciclagem responsável. Hoje, a União Europeia já está regulada. Todos os grandes armadores de origem europeia já estão seguindo essa regulação. Há ainda uma preocupação com a descarbonização. O aço verde passa a ser cada vez mais valorizado. Então, a gente percebeu que não só o Brasil tem uma das maiores frotas de FPSO que estão chegando ao final de sua vida útil e precisam ser recicladas, como o mundo inteiro está nessa onda, com a regulação dos estaleiros verdes e a convenção de Hong Kong (que estabelece normas internacionais de reciclagem de navios). É preciso ter instalações específicas que obedeçam a uma série de questões de segurança ambiental e dos trabalhadores. Está acontecendo uma enorme demanda de locais para fazer a reciclagem de embarcações de forma segura e ambientalmente correta. O mercado externo também está no foco da empresa? Ainda existem desafios. O Brasil precisa aprovar o Projeto de Lei 1584, que é a lei de reciclagem, e aderir à Convenção de Hong Kong. Estamos fazendo todo o projeto já visando todos os itens preconizados no PL e os principais itens da Convenção de Hong Kong. E estamos seguindo os itens da União Europeia. Esse é um mercado que está fazendo fila, principalmente FPSOs, que
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 9 são embarcações extremamente grandes. Muitos dos estaleiros da União Europeia não têm capacidade de recebê-las. Hoje, existem dois estaleiros na União Europeia, na Dinamarca e Noruega, com capacidade de receber FPSOs. O Brasil já mandou dois para lá e deve mandar um terceiro. A Dinamarca e a Noruega são os principais concorrentes? Aqui no Brasil seria a Ecovix? No Brasil é a Ecovix, que recebeu a P-32 (da Petrobras). Mas a gente vê que para uma estrutura de estaleiro de construção, mais pesada e de mais investimento (como o Ecovix), é melhor construir do que desconstruir. E, obviamente, o custo de fazer um descomissionamento num estaleiro de construção é mais elevado do que o de usar uma instalação desenhada desde o começo para isso. O Brasil está bem-posicionado para disputar o mercado internacional? Estamos na costa atlântica, enorme. Há uma frota de FPSOs na África também bastante relevante. O primeiro movimento seria atrair os FPSOs que estão no Brasil e depois, os da África. Rebocar uma estrutura dessa até a Dinamarca custa, tem que ter a aprovação de 16 países, porque há a movimentação de resíduos perigosos. É uma dor de cabeça. E toda dor de cabeça agrega custo. Fora isso, no Brasil, há várias indústrias siderúrgicas que são demandantes do aço. Você diria que a construção de plataformas já não atrai os investidores em estaleiros como no passado? O ciclo da queda do petróleo machucou muita gente no mundo inteiro, seja construtor de FPSO, armador e também grandes operadoras de frotas de barco de apoio. Cada estaleiro foi, então, buscar uma vocação. A gente perdeu capacidade produtiva no Brasil, assim como outros países. Houve uma certa especialização. Índia, China e Cingapura cresceram nesse mercado, com políticas específicas favoráveis. O Brasil tem uma lei de conteúdo local que ajuda, mas não é tão competitivo quanto foi no passado. Hoje é impensável voltar a ter participação de mercado como no passado. Antes era Japão e Brasil. Agora tem Coreia, Cingapura e China, bastante agressiva. O mercado mudou. Qual o carro-chefe da BR Offshore, o apoio offshore e a eólicas ou a reciclagem? A reciclagem é o nosso negócio principal. Mas temos uma área que vamos dedicar como base de apoio offshore. Acabamos comprando uma área maior no ano passado, quando começamos a desenhar o novo projeto. Temos um cais de 900 metros. Então, os dois carros-chefes são uma instalação de reciclagem de embarcações e uma base de apoio tradicional. Temos conversas específicas para a utilização dessa base de apoio. E temos uma terceira área que a gente está ainda discutindo o que vai fazer. Essa área de base de apoio, temos perspectiva para daqui a alguns anos usar como apoio para eólica offshore. Já tem contrato previsto? Estamos conversando. Na verdade, estamos há três anos desenvolvendo o pro-
10 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 entrevista Ricardo Vianna jeto, falando com os principais players. Agora que colocamos a cara para fora. A BR Offshore vai participar das licitações da Petrobras para a reciclagem de plataformas? Dessas que estão na rua não, porque a gente ainda tem um cronograma de cerca de 24 meses para completar a obra. A gente chegou a olhar, mas decidiu não participar, porque não dá tempo. A lentidão da Petrobras em lançar os editais de reciclagem não é preocupante? A nova onda (de reciclagem) vai chegar. Há 14 embarcações de diferentes operadores, hoje, no Brasil, que já deveriam ter sido recicladas. Tem mercado. Daqui a 20 anos, os FPSOs novos vão ser reciclados. O Brasil está com 55 FPSOs em operação. A idade média é de 20 a 25 anos. Então vai ter uma demanda perene. Se a gente olhar para outras categorias de embarcações, como navios de contêiner, a demanda é maior ainda. Nosso foco são as embarcações de grande porte, que são as que têm maior volume de aço. A BR Offshore está apostando em dois segmentos que ainda estão em processo de aprendizagem, que é a reciclagem e a eólica offshore. Não é perigoso? A eólica offshore não é para amanhã ou depois de amanhã. Mesmo que a regulamentação saia no final deste ano, estamos olhando para daqui a cinco anos. Ou seja, se houver um novo declínio da Bacia de Campos daqui a cinco ou dez anos, vai ter a eólica offshore entrando. A nossa instalação está olhando para o mercado de 30 a 35 anos. Nesse período, o mercado de reciclagem de embarcações deve ser perene e crescente, dado a falta de instalações de reciclagem capazes de absorver a demanda. Há 182 FPSOs no mundo na fila para serem reciclados. Somado a todos os outros tipos de embarcações de grande porte, em 2035, deve ser necessário reciclar de sete a oito embarcações por dia. Não há a menor capacidade disso ser feito hoje. Então, temos um mercado ávido. E, obviamente, toda preocupação com a descarbonização é bastante relevante. O Brasil é um país que gera muito pouca sucata metálica per capita. Mas a P-32, que está no estaleiro Ecovix (para desmantelamento), tem 42 mil toneladas de aço de boa qualidade, bom para reciclagem, o que evita muito a emissão de CO2. É uma boa notícia para o setor naval. A demanda brasileira é relevante por conta da relevância da frota de óleo e gás no país. E há uma demanda mundial. Considerando que o Brasil já tem uma mão-de-obra qualificada da indústria naval, não tem por que perder essa onda e deixar de criar um hub de reciclagem no país. Eu sozinho não vou dar conta. Vão ter outras instalações semelhantes à minha que vão ser desenvolvidas também. Uma das dificuldades do setor naval brasileiro é o financiamento. Como está sendo isso para vocês? A gente tem um sócio, a holding do Banco Fator, que está estruturando um
financiamento de longo prazo para a gente iniciar as obras já com recurso assegurado. Ao mesmo tempo, vamos usar as fontes tradicionais de financiamento de longo prazo no Brasil, que são o Fundo de Marinha Mercante e o BNDES. O Fator está liderando um conjunto de bancos para montar uma emissão de recebíveis imobiliários que lastreiem a captação de recursos. Assim, a BR Offshore conseguiu a garantia do financiamento do BNDES? Não. Com o BNDES a gente ainda não discutiu. A garantia é a real. Já garanti o funding e vou tentar, depois, otimizar para um funding mais barato. Porque a gente acabou de fechar o projeto. Estamos fazendo o projeto executivo e cravando o orçamento final. Então, vou agora entrar com o pedido no Fundo de Marinha Mercante e, num segundo momento, no BNDES. A empresa terá facilidade de apresentar garantias ao BNDES? Sim, porque a gente está discutindo alguns contratos de longo prazo com potenciais clientes. A ideia é securitizar esses contratos. Ou, em algum momento, eu vou ter também garantia real em valor suficiente para isso. n Projeto do estaleiro BR Offshore Foto: Divulgação BR Offshore
Poder da Há 113 anos, a Shell caminha ao lado do Brasil. Ao longo dessa trajetória, crescemos juntos, impulsionando um setor estratégico para o desenvolvimento do país, através da geração de empregos, inovação e tecnologia. Investimos em pesquisa e apoiamos centenas de cientistas e pesquisadores em mais de dezenas de universidades e centros brasileiros de inovação. Esse é o poder de construir junto. Esse é o poder da parceria. Nathalia Engenheira
é impulsionar a inovação e o crescimento econômico. Parceria Ana Colaboradora Energia que vem da gente
14 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa Possibilidades e obstáculos para grandes hidrelétricas com reservatórios Foto: Divultação/Norte Energia
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 15 Na Amazônia e no Tocantins-Araguaia restam 78% dos 52 GW ainda disponíveis, enquanto 77% (40 GW) estão em localizações que interferem em áreas legalmente protegidas, seja Unidades de Conservação (UCs), Terras Indígenas (TI) ou Terras Quilombolas (TQ) | POR CHICO SANTOS | Belo Monte: maior hidrelétrica 100% brasileira, com 11.233 MW de capacidade, gera, no conjunto, menos de 400 MWmed/dia no auge do período seco
16 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa De acordo com dados de 2020, últimos disponíveis no site da ANA - Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico, a área ocupada por massas d’água construídas no Brasil somava 45.583,76 km2, abrangendo um pouco mais do que a área total do estado do Rio de Janeiro (43.750 km2) ou um pouco menos do que a do Espírito Santo (46,074 km2), distribuída por 174.527 lagos, lagoas ou açudes de todos os tamanhos, mapeados por satélites. Em quantidade, eles respondiam por 72,4% do total da massa d’água existente, entre artificiais e naturais, mas em área ocupada eram somente 26,20%, representando uma expressiva capacidade de acumulação de 630,2 trilhões de litros de água, 92,7% associados à geração de energia hidrelétrica. Parece muito, mas desde 1998, quando foi inaugurada a UHE Serra da Mesa, no rio Tocantins, que o Brasil não constrói uma hidrelétrica com reservatório de armazenamento plurianual, mas apenas usinas a fio d’água, cujos reservatórios são suficientes apenas para algumas horas, ou reservatórios de acumulação em rios de baixa vazão que também geram estoques de pouca duração. Agora, de acordo com resolução do CNPE do dia 1º de abril deste ano, o planejamento energético brasileiro vai voltar a tratar como prioridade estratégica a busca por alternativas para retomar a construção de usinas hidrelétricas com reservatórios que, juntamente com as também alçadas a prioritárias hidrelétricas reversíveis (UHRs), são consideradas essenciais para garantir a expansão das fontes renováveis intermitentes - solar e eólica - em um ambiente de transição para geração elétrica de fontes verdes. Os mais recentes estudos de longo prazo da EPE para o Plano Nacional de Energia 2055 (PNE 2055), feitos com os instrumentos e padrões de avaliação conhecidos, indicam que, de um potencial calculado em 178 GW de capacidade de geração hidrelétrica, o país ainda dispõe de 66 GW não aproveitados e disponíveis para estudos, sendo 52 GW para usinas com mais de 30 GW de capacidade e 14 GW para PCHs e CGHs. O potencial disponível, portanto, corresponde a 37% do total inventariado. A parcela utilizada de todo esse acervo, de 112 GW (63%), estavam em operação (109 GW) ou em construção (3 GW) quando o estudo foi concluído, em janeiro de 2025, sendo 103 GW em UHEs e 9 GW em PCHs/CGHs. Apesar dessa expressiva disponibilidade, a última hidrelétrica de porte superior a 100 MW colocada em operação no país foi a UHE São Roque, de 142 MW, no rio Canoas, Santa Catarina, inaugurada em julho de 2022 tardiamente, após seis anos de paralisação da obra. São Roque conta com um daqueles reservatórios de acumulação de pequeno porte, com apenas 45 km2 de área. Concentração na Amazônia A maior parte do potencial conhecido pelos métodos de inventário até agora utilizados encontra-se na Região Hidrográfica Amazônica. Segundo a EPE, nesta que é a maior bacia hidrográfica do mundo, encontram-se 62% dos 52 GW mapeados para a construção de UHEs. Outros 16% estão na bacia Tocantins-A-
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 17 raguaia, cujas características socio-geográficas, em parte, se assemelham às da Amazônia. A grande parte do potencial conhecido em outras bacias fora das duas mencionadas foi explorada até o final do século passado. Do levantamento feito pela EPE aqui analisado, os 22% de potencial restantes estão nas bacias dos rios Uruguai (7%), Paraná (6%), São Francisco (3%) e outras (6%). Seja pelas dificuldades socioambientais, seja pelas características geográficas - basicamente de baixa altitude, exceto nas bordas -, seja pelas distâncias em relação aos principais centros de consumo energético e as consequentes dificuldades de transmissão, o aproveitamento hidrelétrico na Amazônia somente se desenvolveu neste século, como alternativa à crescente escassez de aproveitamentos perto dos eixos de maior consumo. Tucuruí (1984) e as polêmicas Balbina (1989) e Samuel (1996) foram exceções nas duas décadas finais do século passado. Um levantamento feito pela revista Brasil Energia no conjunto de UHEs existentes hoje no país, com mais de 100 MW de capacidade, mostrou que desde 2010 foram inauguradas 17 UHEs com esta característica, totalizando 24.065 MW de capacidade instalada. Do conjunto, 11 usinas estão na Região Amazônica, somando 22.878 MW de capacidade, ou 94,5% do total acrescido no período. Entre elas estão Belo Monte, Jirau e Santo Antônio, inauguradas, respectivamente, em 2016, 2013 e 2012, que, juntas, somam 18.551 MW (77% da potência UHE São Roque (SC), de 142 MW, última hidrelétrica com mais de 100 MW e reservatório de pequeno porte colocada em operação no país Foto: Divulgação/Nova Participações
18 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa acrescida no período em usinas com mais de 100 MW). As três figuram entre as quatro maiores UHEs 100% nacionais do país. A quarta é a também amazônica Tucuruí. A maior das seis UHEs com as características acima que foram inauguradas fora da Amazônia no período é a UHE Mauá, de 361 MW, no rio Tibagi, Paraná, que entrou em operação em 2012, seguida por Simplício, no Paraíba do Sul, com 306 MW (2013). As outras quatro são Serra do Facão (2010), Garibaldi (2013) e Salto (2010), além de São Roque. As seis representam 1.329 MW de capacidade, 5,5% do total. Usinas com e sem reservatório De todas as 11 usinas da Amazônia do levantamento, apenas Sinop, de 402 MW, no rio Teles Pires (MT), é uma UHE com reservatório. Todas as demais são usinas a fio d’água, ou seja, com acumulação de água apenas necessária para manter a altura da queda no nível tecnicamente operacional. Ainda que as usinas a fio d’água da Amazônia, chamadas estruturantes, venham mostrando-se fundamentais para permitir o armazenamento de água nos reservatórios das demais regiões durante o período úmido, a ausência de estoque leva a que elas tenham uma capacidade de geração muito baixa durante a seca. UHE Sinop, de 402 MW, no rio Teles Pires (MT), é a única com reservatório na Amazônia Foto: Divulgação/Sinop Energia
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 19 Belo Monte, por exemplo, com 11.233 MW de capacidade (incluindo a usina complementar de Pimental), gera, no conjunto, menos de 400 MWmed por dia no auge do período seco, basicamente para suprir a demanda no horário de ponta do consumo, característica que exige engenho para tornar sua operação economicamente viável e tecnicamente segura. A dificuldade geográfica para construir usinas com reservatórios na Amazônia é um dos desafios a serem enfrentados pelo planejamento para levar adiante com sucesso a resolução do CNPE para que sejam retomados os estudos para a construção de UHEs com reservatórios no Brasil. Áreas legalmente protegidas Contudo, à luz dos dados atuais, os obstáculos socioambientais podem ser ainda mais difíceis de transpor. Dos 52 GW de potencial hoje mapeado pela EPE, 77% (40 GW) estão em localizações que interferem em áreas legalmente protegidas, seja Unidades de Conservação (UCs), Terras Indígenas (TI) ou Terras Quilombola (TQ). Segundo os dados levantados, 17 GW interferem com TI e TQ, 11 GW com UC e 12 GW, simultaneamente, com TI, TQ e UC. No caso das TIs, a Convenção 169 da Organização Internacional do Trabalho (OIT) sobre Povos Indígenas e Tribais, aprovada em 1989 e ratificada pelo Brasil em 2002, atribui a estes o direito sobre as terras tradicionalmente ocupadas e seus recursos naturais. Para o engenheiro Jérson Kelman, ex-presidente da ANA e ex-diretor-geral na Aneel, defensor de longa data das hidrelétricas, a solução é despertar nas comunidades afetadas o interesse pelos projetos, tornando-os sócios dos empreendimentos, como vem sendo feito no Canadá. O caso mais conhecido, mas não único, é o da UHE Keeyask, inaugurada em 2022 na província de Manitoba, na qual a estatal Manitoba Hydro negociou com quatro povos indígenas uma participação acionária de 25%, inclusive na gestão da planta, em troca da autorização para construir a usina de 695 MW. “Suponhamos que seja possível os indígenas e não a Funai decidirem o que pode ser feito, qual benefício que o Brasil e as comunidades envolvidas teriam?”, pergunta Kelman. Do ponto de vista técnico, ele defende que a EPE busque soluções diferentes do que era feito no passado para fazer os inventários das bacias, procurando usar ferramentas tecnológicas que propiciam um inventário mais interativo, especialmente com os municípios. Três usinas e muitas dúvidas Nos estudos para a elaboração do PDE 2035, a EPE identificou nos dados da Aneel 24 projetos de UHEs com mais de 50 MW de capacidade e com registros para estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE). Quem é fonte nesta matéria JÉRSON KELMAN, ex-presidente da ANA e ex-diretorgeral na Aneel
20 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa De acordo com o caderno de Análise Socioambiental do PDE, para 13 desses projetos não foi possível estimar prazos para implantação, dois por estarem em TIs, três por estarem em UCs e oito por estarem com licença prévia indeferida, cancelada ou vencida, ou ainda com o licenciamento arquivado. Das 11 que restaram, após considerar a situação dos estudos e projetos, a empresa de planejamento concluiu que três teriam condições de estarem prontas no horizonte do Plano (2035): as UHEs Bem Querer (650 MW), no rio Branco (RR), a UHE Telêmaco Borba (118 MW), no rio Tibagi (PR)e a UHE Tabajara (400 MW), no rio Ji-Paraná (RO). As três são a fio d’água. Essas três usinas, mais a UHE Castanheira (140 MW), no Mato Grosso, já tiveram, em 2019, seus projetos incluídos no PPI, o programa de atração de investimentos privados então vigente, sem efeitos práticos, tendo o projeto Castanheira sido arquivado em 2024 pelo órgão ambiental matogrossense. Dos três projetos incluídos no PDE 2035, a EPE calculou que Telêmaco Borba estará em condições de entrar em operação em 2034. Ele está com o EVTE e o EIA/Rima entregues e as audiências públicas realizadas. Falta a revisão do EIA/Rima e o Estudo do Componente Indígena (ECI), ambos em andamento. Para as outras duas, a previsão é 2035. Tabajara está com EVTE, EIA/RIMA e ECI entregues e audiências públicas realizadas. Mas a Funai emitiu novo termo de referência (TR) para ECI. São necessários revisão do EVTE e complementações do EIA e do ECI. Bem Querer, considerado um projeto importante tanto para a segurança hídrica regional quanto para o balanço do SIN, uma vez que o regime hidrológico do rio Branco é oposto ao dos principais reservatórios do SIN, completará 20 anos de tramitação em 2027. Atualmente, segundo a EPE, está com o EVTE em revisão. O EIA foi protocolado no Ibama, mas devolvido em razão da ausência do ECI. De acordo com a empresa de planejamento, a Funai sinalizou não ser possível realizar a apresentação do Plano de Trabalho do ECI às comunidades indígenas enquanto o Decreto n. 11.405/2023 estiver vigente. O decreto trata das medidas para enfrentamento da emergência em Saúde Pública de importância nacional e do combate ao garimpo ilegal no território Yanomami a serem adotadas por órgãos da administração federal. Sobre as resoluções recentes do CNPE, a EPE informou que mesmo antes delas “já vinha desenvolvendo estudos voltados às usinas hidrelétricas com reservatórios e às usinas reversíveis”, disponíveis no seu site e no do MME, e incorporando as soluções encontradas no planejamento formal, especialmente no PDE 2035 e no PNE 2055. Já como parte dos esforços adicionais provocados pelas resoluções, a empresa disse que está em processo “articulações com potenciais parceiros nacionais e internacionais para o desenvolvimento de novos estudos e projetos” e que “encontra-se em elaboração um plano de trabalho detalhado, com ações previstas para os próximos meses”.
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 21 Reversíveis como alternativa de armazenamento de longa duração Estudo de várias instituições coordenado pelo Gesel/UFRJ identificou no Brasil 5,5 mil possíveis locais para instalação de UHRs. Antes, A EPE tinha levantado 23 possíveis locações de UHRs no RJ, sendo 15 com condições socioambientais favoráveis e potencial de 21 GW Desde quando, em meados do século 18, as máquinas industriais começaram a substituir o trabalho artesanal como forma de suprir as necessidades humanas que a evolução tecnológica não parou, chegando neste século a níveis de paroxismos que a cada dia rompem barreiras da ficção científica. Inteligência artificial (IA) e guerras de drones, na iminência de incorporarem robôs, para citar dois exemplos, estão diariamente rompendo os limites entre o real e o imaginário, para o bem ou para o mal. Hidrelétrica de Irapé (MG): estudo resultou em projeto de uma UHR de 2 GW em torno da usina da Cemig, que aproveitaria as sobras de geração eólica da região para bombear a água para o reservatório superior Foto: Divulgação/Cemig
22 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa Mas a viabilização desses avanços muitas vezes precisa do apoio de tecnologias maduras e até relegadas a um certo ostracismo por oportunidades mais práticas e vantajosas. Aconteceu no Brasil com a tecnologia de bombeamento de água de um reservatório inferior para outro superior para reaproveitamento em geração hidrelétrica, conhecida como usina hidrelétrica reversível (UHR). Entre 1939 e em 1940, segundo levantamento da EPE, foram comissionadas em São Paulo as UHRs Pedreira (100 MW) e Traíção (22 MW), cujas finalidades principais eram bombear água do rio Pinheiros para o reservatório de Billings, permitindo a geração hidrelétrica no complexo Henry Borden. Ambas perderam o sentido quando a qualidade da água do Pinheiros já não recomendava seu bombeamento para a represa. Também em São Paulo, a antiga UHE Edgard de Souza, inaugurada em 1902, foi transformada em estação de bombeamento de águas do rio Tietê em 1955, recebendo uma turbina reversível de 14 GW, desativada em 1984. Ainda segundo a EPE, em 1952 a estação de bombeamento de Vigário, em Piraí (RJ), cuja finalidade principal é bombear água do rio Paraíba do Sul para abastecer a cidade do Rio de Janeiro e região, recebeu unidades reversíveis que nunca foram utilizadas como geradoras de energia. A principal razão para a saída de cena da tecnologia que naqueles momentos já Usina reversível construída em 1940 para bombear água do rio Pinheiros para o reservatório de Billings, a UHR Pedreira, de 100 MW, perdeu o sentido por conta da qualidade da água do rio Foto: Divulgação/Emae
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 23 era dominada, aqui e lá fora, foi a constatação que a enorme rede de bacias hidrográficas e o relevo brasileiros não justificavam gastos com bombeamento. Bastava o imenso potencial de geração hidrelétrica convencional que, de fato, foi a base da industrialização do país, especialmente a partir da década de 1950. A tecnologia das UHRs adormeceu nas prateleiras da engenharia elétrica mundial e, principalmente, da brasileira, até porque o balanço entre o custo do bombeamento e o posterior turbinamento da água bombeada para cima era negativo entre a energia gasta e a gerada. Este aspecto ganhou preponderância ainda maior a partir da década de 1990, quando a geração elétrica no país se tornou um negócio progressivamente privado, com retorno obrigatório. Mas o avanço tecnológico representado pelo desenvolvimento vertiginoso da geração elétrica solar e eólica, impulsionado pelas crises do petróleo da década de 1970, levou o mundo a varrer a poeira das prateleiras e resgatar os projetos de UHRs como uma das alternativas para suprir a característica intermitente dessas fontes via armazenamento de energia na forma de água, além de suprir os sistemas de outros serviços essenciais, como inércia e partida instantânea. UHRs no mundo De acordo com dados da International Hydropower Association (IHA), a capacidade instalada em reversíveis fechou 2024, último dado disponível, com 189 GW, tendo aumentado 8,4 GW em relação a 2023, praticamente uma nova UHE Tucuruí (8,37 GW). Dessa capacidade, 7,75 GW foram construídos na China, país que lidera de longe esta estatística, com cerca de 62 GW de UHRs em operação, mais da metade da capacidade hidrelétrica convencional brasileira (cerca de 112 GW). Além disso, os dados da IHA mostram que existem no mundo 104,6 GW de UHRs em construção, praticamente o mesmo que a atual capacidade brasileira em grandes hidrelétricas convencionais (cerca de 103 GW), sendo 94,9 GW no Leste da Ásia, onde está a China, e Pacífico. Há ainda 156,8 GW aprovados pelos órgãos reguladores, sendo 137,9 GW no Leste da Ásia e Pacífico e outros 182,7 GW planejados, sendo 81,5 GW no Leste da Ásia e Pacífico, 61,8 GW na América do Norte e Central e 31,2 na Europa. UHRs no Brasil O Brasil, apesar de estudos que vêm sendo desenvolvidos pela EPE e por outras instituições desde meados da década passada, ainda está à margem dessa corrida. Mas o ponto de largada parece ter sido definido no começo de abril, quando o CNPE anunciou resolução estabelecendo diretrizes para a contratação de Sistemas de Armazenamento Hidráulico (SAHs), que são as UHRs, por intermédio de leilões e com remuneração fixa para dar previsibilidade ao investimento, nos moldes, por exemplo, dos recentes leilões de potência (LRCAPs). Um estudo concluído em agosto de 2024 por um grupo de instituições coordenado pelo Gesel/UFRJ identificou que existem no Brasil nada menos do que 5,5 mil possíveis locais para instalação de UHRs, apenas no formato de um reservatório superior ligado a outro já existente.
24 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa O trabalho, patrocinado pela filial brasileira da chinesa State Grid, no âmbito do Programa de PD&I da Aneel, computou 105 possibilidades de construção de UHRs de 1 GW apenas em torno do reservatório da UHE Irapé, no rio Jequitinhonha (MG). Do estudo resultou um projeto completo de uma UHR de 2 GW (18 horas) em torno da usina da Cemig. Resultou ainda na publicação de um manual de inventário de UHRs. A UHR Irapé aproveitaria as sobras de geração eólica da região para bombear a água para o reservatório superior. O próprio Gesel já havia liderado outro estudo, em caráter menos profundo, entre 2019 e 2021, este patrocinado pela CPFL, controlada pela State Grid. Os dois contaram com a colaboração da EPE que vem estudando há mais de uma década a introdução das UHRs como alternativa de armazenamento. Um dos estudos feitos pela empresa federal de planejamento na década passada identificou 23 possíveis localizações de UHRs apenas no estado do Rio de Janeiro, sendo 15 com condições socioambientais favoráveis, totalizando um potencial de 21 GW. Leilão já em 2027? Para o economista Roberto Brandão, diretor técnico-científico do Gesel e coordenador dos dois projetos liderados pela instituição, se forem formuladas diretrizes adequadas, com remuneração fixa, tipo feito nos LRCAPs, que deem opção de saída para o caso de o projeto se mostrar inviável na hora do detalhamento e utilizem reservatórios existentes em cascata para instalar as turbinas reversíveis, é possível que o primeiro leilão possa ser feito em 2027. Alexandre Viana, CEO da Envol Consultoria e que colaborou nos estudos que levaram à edição do Manual de Inventário, é favorável à entrada das UHRs no Brasil, pelas contribuições que elas podem trazer ao SIN e pela tradição hidrelétrica brasileira, mas avalia que pode ser necessário mais tempo para dar a partida. Ele pondera que ainda faltam muitas definições regulatórias e que não se pode perder de vista as dificuldades do licenciamento ambiental, além da diferença de custo (Capex) em relação às baterias, por exemplo. Sobre a hegemonia chinesa em UHRs, Viana ponderou que o tempo de tomada de decisões no Brasil, uma democracia ocidental, não pode ser comparado com o do país asiático, onde as decisões são centralizadas. Ele projeta uma perspectiva de que o Brasil venha a construir cerca de 15 GW em UHRs no horizonte dos próximos 30 anos (2055). Regulamentação demorada A regulamentação do armazenamento, incluindo UHRs, é um processo que vem apresentando uma das mais longas tramitações na Aneel. A consulta pública para tratar do tema é de 2023. Após mudar de relator ano Quem é fonte nesta matéria ALEXANDRE VIANA, CEO da Envol Consultori ROBERTO BRANDÃO, diretor técnicocientífico do Gesel
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 25 passado, com o fim do mandato do diretor Ricardo Tili, o processo agora está pendente de um pedido de vista do diretor Willamy Frota. A questão maior é o risco de dupla tarifação do armazenamento, como gerador, quando injeta energia na rede, e como consumidor, quando recebe a energia a ser armazenada. O entendimento predominante tem sido o de enquadrar o armazenamento somente como gerador, mas há controvérsias. Do ponto de vista socioambiental, é fato que, embora ocupando áreas menores, fora da calha dos rios onde moram ribeirinhos e por isso menos sujeitas a interferências, as UHRs não estão livre de contestações, especialmente se elas vão retirar água de um corpo para acumular em outro, exigindo avaliação de impactos sobre outros usos daquela água e sobre a biota do corpo original. No caso de UHRs em circuito fechado, o impacto é menor porque o consumo de água mais significativo é o do enchimento original, sendo a reposição posterior pouco significativa. No processo de mapeamento e inventário da UHR é possível selecionar localizações com o mínimo de interferências. No mapeamento do entorno da UHE Irapé feito no estudo liderado pelo Gesel, dos 105 projetos possíveis, somente nove foram descartados por interferências socioambientais excludentes. “Não foram encontradas interferências socioambientais significativas para os demais 96 projetos”, diz o texto do Manual de Inventário gerado pelo estudo. (Por Chico Santos)
26 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa Modernização e Repotenciação podem acrescentar quase 3 GW ao SIN Essa é a hipótese mais conservadora. Na mais otimista, o potencial de aumento de capacidade por chegar a quase 11 GW, mas isso não tem ocorrido. No entender da EPE, é possível que ainda falte estímulo econômico aos investimentos necessários UHE Segredo, da Copel, uma das vencedoras do LRCap, vai ter sua capacidade aumentada de 1.260 para 2.526 MW Foto: Divulgação/Copel
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 27 Em outubro de 2019 a EPE publicou uma nota técnica (088/2019) na qual apresentava um potencial de modernização e repotenciação de usinas hidrelétricas de 49.973 MW, distribuídos por 51 usinas com 25 anos ou mais de operação. Publicado um mês antes do acionamento da última das 18 unidades geradoras (UG) de Belo Monte, o estudo representava um fio de esperança para a cadeia produtiva do setor. O potencial de aumento de capacidade podia chegar a 10.740 MW, quase uma nova Belo Monte (11.000 MW), na hipótese mais otimista (20% do potencial estudado) ou ficar em 2.685, praticamente a soma das UHEs Itumbiara (2.082 MW) e Nova Ponte (510 MW) na bacia do rio Paranaíba, na hipótese mais pé no chão (5% do potencial). O estudo contemplava ainda a possibilidade de ganho de 7.240 MW com as ampliações de 12 UHEs que possuíam “poços” nas estruturas de suas barragens, total ou parcialmente prontos para receber novas UGs. Em ambos os casos, não havia um horizonte para a concretização das projeções. Ao longo dos quase sete anos desde então, vários projetos de modernização foram iniciados, como os das UHEs Ilha Solteira e Jupiá, da CTG, São Simão, da SPIC, Jaguara, da Engie e da gigantesca UHE Itaipu, ou totalmente concluídos, como em algumas usinas do Complexo Paulo Afonso, da Axia. No entanto, nenhuma dessas modernizações focou em ganho de potência, ficando mais na atualização tecnológica total ou parcial dos equipamentos desgastados pelo longo tempo de uso. Já na vertente das ampliações, o leilão de capacidade (LRCAP) realizado no último dia 18 de março retirou da prateleira o primeiro lote delas, totalizando 2.915,1 MW, proveniente de cinco UHEs, incluindo uma, a UHE Segredo, que não estava naquela lista da nota da EPE. As ampliações estarão prontas entre 2030 e 2031. Agora, a versão Consulta Pública do PDE 2035, ainda pendente de divulgação definitiva, apesar de refletir cadernos já divulgados ao longo do ano passado e deste, indica um potencial de aumento da capacidade hidrelétrica de 2.806 MW até metade da próxima década proveniente de modernizações com ganhos de potência de hidrelétricas. O número corresponde a 35,3% da geração hidrelétrica total projetada para entrar no SIN até 2035 (7.936 MW) e a 77,5% dos 3.622 MW que chegarão ao sistema provenientes de UHEs (o restante virá de PCHs e CGHs). Os 22,5% restantes de capacidade projetados pela EPE para serem acrescidos no período virão da UHE Estrela, em construção (48 MW), e das UHEs Bem Querer (650 MW) e Telêmaco Borba (118 MW), ambas a fio d’água e ainda buscando licenciamento socioambiental. A projeção da EPE é anterior às duas resoluções do CNPE, de abril deste ano, voltadas para acelerar os estudos para a construção de hidrelétricas reversíveis (UHRs) e para a possível retomada da construção de hidrelétricas convencionais com reservatórios. Para a equipe da Superintendência de Geração da EPE, que prefere se manifes-
28 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa tar em grupo, a não concretização até agora de nenhum ganho de potência via modernizações tem como principal hipótese a falta de estímulo econômico aos investimentos necessários. “Talvez algumas usinas podem ter deixado de aproveitar a oportunidade por ainda não encontrarem fundamentação econômica para a expansão de capacidade enquanto modernizaram seus ativos nos últimos anos, pois a remuneração econômica dentro da regulação existente não atenderia aos critérios de investimento dos ativos”, ponderou o grupo. De acordo com a empresa federal de pesquisa e planejamento, o potencial de ganho pela via de modernizações projetado para 2035 é composto por usinas majoritariamente localizadas nos subsistemas Norte e Sudeste. Em box inserido no texto principal do PDE 2035, ainda preliminar, intitulado “O Futuro das Hidrelétricas”, a EPE acrescenta mais cores à análise sobre a importância das modernizações de usinas. Para a empresa, “o contexto atual de mudança operativa será o vetor de modernização do parque hidráulico” entendendo que ele representa “novas oportunidades, novos investimentos e novas funções em que a fonte será capaz de atuar”. O momento com as novas concessões O texto associa ainda as perspectivas dessas obras à iminência da entrada de um novo ciclo de concessões, a partir do vencimento de parte substancial das existentes, uma vez que o tempo remanescente de outorga representa, ao lado dos estímulos provenientes das oportunidades de ganhos com o produto, fator decisivo na hora da decisão de investir e em qual extensão. De acordo com a EPE, serão 45 outorgas de UHEs com vencimento até 2035, totalizando 16 GW de capacidade, representando cerca de 15,5% de toda a capacidade instalada do SIN em UHEs. Neste pacote estão usinas emblemáticas e de porte expressivo, como Emborcação (1.192 MW) e Nova Ponte (510 MW), da Cemig, Salto Santiago (1.420 MW) Itá (1.450 MW), Machadinho (1.140 MW) e Salto Osório (1.078 MW), da Engie, e Água Vermelha, da Auren. Foto: Divulgação/Atiaia Renováveis
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 29 Segundo a EPE, essa condição de proximidade do final da outorga “impacta diretamente seus investimentos [dos agentes], dada a incerteza quanto aos recebíveis relativos a intervenções mais relevantes”. Ainda segundo o texto, nada menos que 20% das UHEs com outorgas vincendo até 2035 integram o grupo que compõe a folga de potência monitorada (FPM), que é uma espécie de reserva segura do ONS para necessidades de respostas em tempo real, um indicador claro da importância delas para o Sistema. A EPE ressalta que este problema do descasamento entre o término das concessões e as oportunidades de investimentos não é exclusivo do Brasil e atormenta planejadores de outros países como França, Estados Unidos e Portugal. Segundo a empresa, países como Canadá, Itália, Noruega, Suécia, Suíça e Áustria têm aproveitado essas situações para encaixar, nas renovações, obrigações de melhorias que promovam “ganhos de eficiência e investimentos físicos” geradores de melhorias. No caso brasileiro, a EPE vê maior complexidade nesse esforço para harmonizar renovação de concessões e novos investimentos, dada a heterogeneidade das regras em que se enquadram as concessões, conforme demonstrado em estudo feito em 2022 pela FGV. Obstáculos à parte, a EPE celebrou como “grata surpresa” nos resultados do LRCAP de março o fato de a usina Segredo, da Copel, ter sido uma das cinco UHEs vencedoras do leilão. Segredo não está entre as 12 usinas com “poços” prontos para ampliações que constam daquele estudo de 2019. A geradora vai construir uma casa de força nova para incorporar duas UGs que não estavam no projeto original, aumentando a capacidade da usina de 1.260 para 2.526 MW. Na avaliação dos técnicos da empresa de planejamento, o fato “evidencia que as usinas do país podem ter mais capacidade a agregar ao SIN”. (Por Chico Santos) UHE Estrela, de 48 MW, em construção conjunta com PCH Tabocas: usinas estão localizadas no rio Verde (GO) e chegaram ao pico das obras em janeiro
30 Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 Especial de Capa Há esperança de retomada no núcleo da cadeia produtiva O Brasil já sediou centros globais de tecnologia hidrelétrica e ainda ostenta o segundo maior parque hídrico do planeta. A indústria que resiste vive de manutenção e exportações Instalação de um das 18 turbinas da casa de força principal de Belo Monte, última grande obra de hidrelétrica no pais Foto: Divulgação/Norte Energia
Brasil Energia, nº 503, 9 de junho de 2026 31 No dia 12 de maio, o Sinicon, órgão que congrega a maioria da construção pesada do país, lançou um vídeo para atrair jovens atualmente no ensino médio para profissões de nível superior da área de infraestrutura. No mesmo dia lançou uma cartilha com diagnóstico sobre escassez de mão de obra e com propostas estruturantes para enfrentar o problema. O motivo era uma projeção feita pela CNI mostrando que atualmente o Brasil enfrenta um déficit de aproximadamente 75 mil engenheiros, com tendência a se agravar. Para a cadeia de construção de usinas hidrelétricas, o dado representa um sinal amarelo no momento que o Governo Federal, por meio do CNPE, sinaliza com a perspectiva de investir esforços em retomar a construção de hidrelétricas com reservatório e de começar a construção de hidrelétricas reversíveis como alternativa de armazenamento de energia de longa duração. Tanto mais que o segmento de construção de hidrelétricas encontra-se operando em uma espécie de banho-maria desde meados da década passada, quando a construção da UHE Belo Monte, última grande hídrica construída no país, atingiu seu pico de obras. “Houve uma redução depois de Belo Monte, não só aqui, mas no mundo inteiro, mas, felizmente, conseguimos manter o core aqui na companhia”, disse o CEO da Andritz Hydro Brasil, Dieter Hopf. A Andritz forma com a GE, a Voith e a WEG uma espécie de Quarteto Fantástico da construção hidrelétrica, sendo a última mais presente no segmento de PCHs/CGHs, encabeçando uma cadeia que se ramifica por centenas de subfornecedores de peças e componentes eletromecânicos. O engenheiro Rafael Kelman, diretor executivo da PSR Consultoria, disse que o refluxo de atividade na cadeia não foi trivial. Ele mesmo tem amigos que atuavam nas áreas de projetos e de vendas de equipamentos hidrelétricos que precisaram se realocar profissionalmente por carência de trabalho nessas áreas. Segundo ele, houve também muita perda de cérebros, com profissionais buscando realocações no exterior. Historicamente, aconteceu nessa área de hidrelétricas algo parecido com o que ocorreu na cadeia da indústria naval quando secaram os financiamentos e acabaram as encomendas em série aos estaleiros em meados da década de 1980. Com a diferença que lá houve um desmanche dos cabeças de rede, os estaleiros, o que não aconteceu no caso do segmento hídrico. Hopf conta que, além das obras de modernização que começaram a se acelerar no final da década passada, uma parte importante da sobrevivência da Andritz, empresa austríaca, veio das exportações. O executivo citou fornecimentos para hidrelétricas no Canadá, Estados UniQuem é fonte nesta matéria DIETER HOPF, CEO da Andritz Hydro Brasil RAFAEL KELMAN, diretor executivo da PSR Consultoria
editorabrasilenergia.com.brRkJQdWJsaXNoZXIy NDExNzM=