Após anos recentes com maior irregularidade, o período atual apresenta uma transição para um padrão climático mais próximo da normalidade. Isso significa que a redução das chuvas e dos níveis dos reservatórios deve ocorrer de forma mais lenta ao longo da estação, contribuindo para maior estabilidade no sistema.

Com o enfraquecimento do fenômeno La Niña, o país entra em uma fase de neutralidade climática. Nesse contexto, as chuvas passam a se distribuir de maneira mais típica: redução gradual no Sudeste e Centro-Oeste, manutenção de volumes elevados no Norte e Nordeste, e aumento das precipitações na região Sul.

Esse comportamento climático impacta diretamente a geração de energia. A diminuição das temperaturas no Centro-Sul, causada pela maior frequência de frentes frias, tende a reduzir a demanda por eletricidade relacionada ao calor intenso. Ao mesmo tempo, o tempo mais firme em regiões centrais favorece a geração solar, enquanto o aumento das chuvas no Sul contribui para a geração eólica.

Do ponto de vista hidrológico, o sistema inicia o outono em uma condição mais favorável em comparação aos últimos anos. Os níveis de energia natural afluente estão superiores aos registrados em 2024 e 2025, o que indica maior disponibilidade de água para geração nas hidrelétricas.

Mesmo com uma tendência de queda nos níveis dos reservatórios ao longo da estação, essa redução deve ocorrer de forma mais moderada. As condições climáticas mais equilibradas, com temperaturas mais amenas e chuvas melhor distribuídas, contribuem para um cenário menos pressionado.

De forma geral, o outono de 2026 se apresenta como um período de maior estabilidade para o sistema elétrico brasileiro, com menor risco de estresse energético e melhores condições para o aproveitamento das fontes renováveis.

Reconhecida como o maior e mais importante encontro nacional dedicado às Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs), a conferência consolida-se como um espaço estratégico para o debate sobre o futuro da geração de energia limpa no país. Ao longo de sua programação, o evento reuniu representantes do governo, órgãos reguladores, empresários, especialistas e parlamentares para discutir desafios regulatórios, avanços tecnológicos, expansão da infraestrutura energética e soluções sustentáveis para o desenvolvimento do setor.

A conferência também contou com uma feira de exposição tecnológica e painéis conduzidos por especialistas renomados, proporcionando um ambiente altamente qualificado para troca de conhecimento, geração de negócios e fortalecimento de parcerias entre empresas que integram a cadeia produtiva da energia hídrica.

Para a Acesso Brasil Seguros, participar ativamente de encontros dessa magnitude faz parte de sua estratégia de atuação no mercado. A empresa mantém uma presença constante nos principais eventos do setor energético, acompanhando de perto as transformações do mercado e aprimorando continuamente suas soluções de seguros especializados para projetos de energia, engenharia e infraestrutura.

A presença da diretoria da Acesso Brasil reforça o compromisso da corretora em oferecer assessoria técnica e soluções de proteção cada vez mais alinhadas às necessidades de empreendedores e investidores do setor elétrico, contribuindo para a segurança e viabilidade de projetos estratégicos para o desenvolvimento energético do país.

A Acesso Brasil também registra seu agradecimento à ABRAPCH, à sua diretoria e a todos os organizadores pela realização de mais uma edição de excelência da Conferência Nacional de PCHs e CGHs, um evento que se consolida como referência para o setor.

Com a mesma convicção de que o desenvolvimento do setor energético passa pelo diálogo, pela inovação e pela colaboração entre empresas e instituições, a Acesso Brasil já confirma sua presença na 10ª Conferência Nacional de PCHs e CGHs, que será realizada em 2027.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou, na última terça-feira (11/11), a homologação do resultado e a adjudicação do Leilão de Energia Nova A-5, referente a 63 empreendimentos de fonte hidrelétrica com potência instalada de até 50 MW.

O leilão, realizado em 22 de agosto pela ANEEL em parceria com a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), teve como objetivo contratar energia proveniente de novos empreendimentos de geração, com início de suprimento em até cinco anos.

Ao todo, foram contratados 384,5 MW médios, totalizando 67,4 TWh (terawatts-hora) a serem fornecidos ao longo de 20 anos, prazo dos contratos de comercialização.

Entre os empreendimentos homologados estão 53 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), oito Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs) e duas Usinas Hidrelétricas (UHEs).

Das 65 usinas classificadas, duas ainda aguardam homologação — as geradoras Guarani Geração de Energia Elétrica SPE Ltda. e Rio Turvo Energética Ltda., responsáveis pelas PCHs Guarani e Ribeirão Bonito, respectivamente.

A lista completa das 63 usinas homologadas pode ser consultada no Diário Oficial da União, por meio do Despacho nº 3.169, de 24 de outubro de 2025.
Acesse aqui a publicação oficial.

Fonte: ANEEL – Comissão Permanente de Leilões

A Comissão Permanente de Leilões (CPL) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) divulgou o resultado da habilitação dos vendedores do Leilão A-5, realizado em 22 de agosto de 2025.

Dos 65 proponentes participantes, 63 foram habilitados e apenas dois inabilitados. O certame negociou 3.845 lotes, que somam 67.410.540 MWh, com preço médio de R$ 392,84/MWh, resultando em R$ 26,481 bilhões em contratos firmados. O deságio médio ficou em 3,16%.

A energia foi comercializada por 64 proponentes, responsáveis por 65 empreendimentos, sendo 2 Usinas Hidrelétricas (UHEs), 8 Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs) e 55 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs). Os investimentos previstos para implantação dos projetos somam R$ 5,462 bilhões.

De acordo com a Nota Técnica da Comissão, os proponentes Guarani Geração de Energia Elétrica e Rio Turvo Energética, titulares das PCHs Guarani e Rio Bonito, respectivamente, foram inabilitados. A Guarani não atendeu ao requisito de Índice de Liquidez Geral mínimo, embora tenha cumprido os demais critérios. Já a Rio Turvo Energética participou do leilão amparada por uma liminar judicial, posteriormente revogada, o que restabeleceu a ausência de habilitação técnica junto à EPE.

A CPL informou que, caso as inabilitações sejam mantidas, processos específicos serão abertos para apuração de responsabilidades.

O Leilão A-5 segue como um dos mais relevantes instrumentos de incentivo à expansão da matriz elétrica nacional, garantindo novos investimentos em energia renovável e segurança no abastecimento.

Fonte: Aneel – Comissão Permanente de Leilões

O submercado Sudeste/Centro-Oeste apresentou perdas de 0,2 ponto percentual no nível de armazenamento dos reservatórios, com 69,6% da capacidade na última segunda-feira, 17 de junho, se comparado ao dia anterior. As informações são do boletim do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). A energia armazenada somou 142.482 MW mês, e a energia natural afluente (ENA) 17.057 MW med, valor que corresponde a 58% da média de longo termo armazenável no mês até o dia. Furnas admite 72,81% e a usina de São Simão marca 71,47%.

Em sentido oposto, a região Sul avançou 0,1 ponto percentual e operava com 88,4%. A energia armazenada marca 18.091 MW mês e ENA é de 20.218 MW med, equivalente a 80% da MLT. As UHEs G.B Munhoz e Passo Fundo funcionam com 91,48% e 96,40% respectivamente.

Por outro lado, os reservatórios do Norte apresentaram perdas 0,3 p.p e operam com 94,3% da capacidade. A energia armazenada marca 14.433 MW mês e ENA é de 5.288 MW med, equivalente a 57% da média de longo termo armazenável no mês até o dia de ontem. A UHE Tucuruí segue com 96,19%.

Enquanto isso, a Região Nordeste contou com perdas de 0,5 p.p. e está com 71,5% da sua capacidade. A energia armazenada indica 36.961 MW mês e a energia natural afluente computa 1.769 MW med, correspondendo a 42% da MLT. A hidrelétrica de Sobradinho marca 70,58%.

O juiz da Vara do Meio Ambiente de Cuiabá, Rodrigo Roberto Curvo, deu 10 dias para a Secretaria de Estado de Meio Ambiente (Sema) responder a um requerimento da Maturati Participações. A holding, sediada em Guarulhos (SP), quer construir 6 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) no Rio Cuiabá.

No início do mês de julho de 2023, a Sema já havia negado o pedido de revisão feito pela organização.

A Maturati Participações, então, recorreu ao Poder Judiciário com um pedido liminar para fazer com que Sema analise o pedido de revisão. Antes de proferir a sua decisão, entretanto, o juiz Rodrigo Roberto Curvo determinou na última segunda-feira (21) que a Sema preste as informações que julgar necessárias.

“Dê ciência do feito à Procuradoria do Estado, enviando-lhe cópia da inicial sem documentos, para que, querendo, ingresse no feito, no prazo de dez dia”, determinou o magistrado.

A iniciativa de “transformar” o Rio Cuiabá numa usina hidrelétrica coloca em risco populações ribeirinhas que residem há séculos ao longo do leito do rio na Baixada Cuiabana, além do próprio abastecimento de água na região. Uma audiência pública realizada na Assembleia Legislativa (ALMT) tratou do assunto, contando com a contribuição do pesquisador Agostinho Catella, da Embrapa, que realizou os estudos a pedido da Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA).

“O que acontece quando temos uma represa? Se antes tínhamos um rio correndo livremente, agora temos uma barreira. O peixe não chega lá em cima. E o ambiente lá em cima transformado num lago muda completamente a ecologia que existia antes para o retorno dos peixes, ovos e larvas” disse.

Catella apresentou dados que mostram que o Rio Cuiabá é o mais importante para a economia pesqueira no Pantanal. Dos 7.667 pescadores profissionais artesanais do Pantanal, 4.142 estão na sub-bacia do Rio Cuiabá e 3.704 pescadores estão no Rio Cuiabá. Todos eles praticam a pesca de subsistência para manter suas famílias, de modo que cerca de 13 mil pessoas vivem da pesca e conseguem renda total de R$ 26,1 milhões por ano somente no Rio Cuiabá.

Na bacia que alimenta o Pantanal, os mais de 7 mil pescadores faturam R$ 69,8 milhões por ano. Além desse valor que é conseguido pelos pescadores na venda do peixe, há toda uma cadeia de insumos e de revenda do pescado que movimenta a economia regional.

Além dos impactos econômicos para as famílias ribeirinhas e o abastecimento de água – que terá a qualidade e disponibilidade alterada em razão das PCHs -, o próprio Pantanal também sofrerá as consequências dos empreendimentos. O Rio Cuiabá é uma das principais ‘veias’ que nutrem a maior planície alagada do mundo, e não passará impune a 130 projetos existentes de implantação de PCHs em outros rios que também a abastecem.

Mesmo o maior símbolo do bioma, a onça pintada, também corre risco, como explicou o pesquisador do Instituto Panthera, especializado em grandes felinos, Fernando Torquato, que também esteve na audiência pública da ALMT.

“O Pantanal é muito dependente dos ciclos hidrológicos. Com mais de 130 hidrelétricas previstas na bacia, há o risco de impactos sinergéticos, ou seja, o acúmulo de projetos e intervenções podem comprometer o pulso de inundação, a ciclagem dos nutrientes dentro do Pantanal, o processo migratório de peixes. Isso reduz a quantidade de aves aquáticas, répteis aquáticos e onças pintadas. Os peixes são muito importantes na dieta da onça pintada. Mesmo o predador de topo depende da biodiversidade do Pantanal”.

Responsáveis há décadas pelo perfil sustentável da matriz energética brasileira, as hidrelétricas têm perdido espaço, nos últimos anos, para projetos de geração eólica e solar, que demandam menos investimentos, entram em operação em prazo muito mais curto e – por isso mesmo – oferecem as menores tarifas para o consumidor.

Isso não significa, porém, que as usinas que geram eletricidade pela força das águas estejam prestes a perder o posto de principal fonte de energia do país. Muito ao contrário, asseguram especialistas. “As hidrelétricas vão continuar exercendo esse papel por muito tempo, talvez para sempre. Até para permitir a expansão das eólicas e solares, que são geradoras intermitentes, porque só funcionam quando há vento ou sol”, afirma Charles Lenzi, presidente da Associação Brasileira de Geração de Energia Limpa (Abragel).

As eólicas e solares também podem socorrer as hidrelétricas em caso de seca severa, como ocorreu em 2021, embora nesses casos ainda com um alcance limitado, o que obriga o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a acionar também as termelétricas, de operação muito mais cara, além de poluidoras, para dar conta de abastecer o país inteiro. “O nível dos reservatórios têm ficado abaixo da média nos anos recentes, provavelmente por causa das mudanças climáticas, o que indica a necessidade de construirmos novas usinas. Hoje, os reservatórios estão cheios, mas não sabemos até quando permanecerão assim”, afirma Lenzi, cuja entidade defende a implantação das chamadas pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), com capacidade de gerar entre 5 MW e 30 MW, e as CGHs, centrais ainda menores que geram até 5 MW.

Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), as hidrelétricas responderam por 73% da geração média de energia em 2022, graças à boa situação dos reservatórios, enquanto os parques eólicos contribuíram com 13% do fornecimento, as termelétricas com 12% (englobando os diversos combustíveis usados, como gás natural, biomassa, diesel e fissão nuclear) e as usinas solares com 2%. Já no quadro referente à capacidade instalada das diversas fontes geradoras, o predomínio das hidrelétricas – que já foi de cerca de 85% duas décadas atrás – caiu para 56% em dezembro do ano passado.

Com as fortes chuvas deste verão e início de outono, a Aneel prevê que os reservatórios do Sudeste e Centro-Oeste deverão atingir no fim de abril um volume útil acima de 85%, o maior dos últimos 12 anos, indicando outra temporada de bom aproveitamento das hidrelétricas.

Essa perspectiva positiva estimulou o diretor-geral da agência reguladora, Sandoval Feitosa, a enviar um ofício ao Banco Central relatando a alta probabilidade de manutenção da bandeira verde – que garante as menores tarifas aos consumidores em geral – até o fim do ano,
contrariando o prognóstico de bandeira amarela feito pelo Comitê de Política Monetária (Copom) da instituição, em 28 de março.

De acordo com o comunicado da Aneel, o risco de mudança para bandeira amarela ou vermelha ao longo de 2023 é “menor do que 2%”, o que sinaliza um aumento de 5,6% nas tarifas das distribuidoras de energia, praticamente a metade dos 10,2% estimados pelo Copom. É um argumento a mais para ajudar o governo na queda de braço com o Banco Central pela redução da taxa básica de juros de 13,75%.

Para Talita Porto, vice-presidente do conselho de administração da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), entidade que facilita a negociação entre geradores e grandes consumidores no mercado livre de energia, a diversidade de fontes é um atributo importante da matriz brasileira.

“Cada tecnologia para geração de energia elétrica tem suas qualidades e beneficia o país de alguma forma, garantindo um fornecimento mais seguro, mais barato ou mais flexível. Essa complementaridade nos ajuda a enfrentar situações climáticas adversas, como a escassez hídrica de 2021, e é uma característica rara no mundo”, destaca.

No mercado livre, assim como no mercado regulado, o fornecimento contínuo de energia é assegurado por uma base de usinas que podem ser acionadas em momentos de maiores dificuldades para a geração. Os custos dessa segurança, incluindo a cesta de tarifas mais altas e os investimentos em novas linhas de transmissão, são compartilhados por todos os consumidores. “Quem mora perto de uma hidrelétrica no Norte também paga pela implantação da transmissão de uma eólica do Nordeste para o Sudeste”, exemplifica Charles Lenzi, da Abragel. Vale dizer que o mesmo ocorre com quem mora ao lado de uma eólica nordestina e contribui para o linhão de Belo Monte para o Sudeste.

Mais polêmicos do que essa cobrança universalizada são os incentivos do governo para a ampliação das usinas eólicas e solares no país, afirma Lenzi, referindo-se à recente isenção de impostos de importação, IPI e IPI/Cofins de painéis solares, medida anunciada pelo governo em 29 de março e válida até o fim de 2026. “Não há sentido favorecer ainda mais esse segmento, enquanto os operadores de hidrelétricas pagam todos os impostos e contratam mão de obra nacional. Em vez de criar empregos aqui, o governo está criando na China”, reclama.

A facilidade com que projetos solares e eólicos conseguem financiamentos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) é outro ponto de queixa dos fornecedores de energia hidráulica – o banco anunciou, logo no início da nova gestão, a liberação de R$ 3,5 bilhões para a construção de dois complexos eólicos e um solar, na Bahia e em Minas Gerais, que envolvem investimentos de R$ 10,6 bilhões.

“Gostaríamos de contar com a mesma boa vontade para as 110 PCHs e CGHs que estão em construção ou aguardando licenciamento, bem como para as outras 594 pequenas usinas até 50 MW em fase de registro na Aneel”, ecoa Alessandra de Carvalho, CEO da Associação Brasileira das Pequenas Centrais Elétricas e Centrais Geradoras Hidrelétricas (Abrapch). Nos últimos cinco anos, 117 dessas geradoras de pequeno porte entraram em operação no Brasil, acrescentando 938 MW de capacidade instalada no sistema, com investimentos de R$ 7,9bilhões. “Mas poderiam ser muito mais. Nosso potencial para investimentos em pequenas centrais elétricas é da ordem de R$131 bilhões”, ressalta.

A presidente da Abrapch cita ainda como vantagem das hidrelétricas de pequeno porte – que são geralmente construídas com capital privado – o fato de serem entregues ao patrimônio da União depois de 30 anos de uso, quando ainda têm pela frente uma vida útil de mais 70 anos, em média. Atualmente, as 1.046 PCHs e CGHs em operação no país geram 5.560 MW (ou 5,5 GW), uma fração pequena da capacidade instalada de 206 GW, estimada pela Aneel.

Lenzi admite que os impactos ambientais produzidos por grandes projetos de hidrelétricas, principalmente na região Norte, podem ter contribuído para uma certa demonização do segmento de hidroeletricidade, que acabou reforçada com a ascensão das eólicas e solares. Segundo ele, as pequenas centrais hidrelétricas causam mais impactos positivos do que negativos na natureza. “Elas criam áreas de proteção ambiental, protegem as nascentes e seus reservatórios também complementam o fornecimento de água para uso humano e irrigação”, defende. Ele lembra ainda que, enquanto muitos países já esgotaram seus recursos hídricos para a produção de energia, o Brasil explorou até agora menos da metade do seu potencial.

Diogo Lisbona, pesquisador do Centro de Estudos em Regulação e Infraestrutura da Fundação Getulio Vargas (FGV CERI), pondera que a valorização da energia eólica e solar em detrimento da hidroeletricidade tem a ver não só com a geração mais barata, mas também por fazer parte de um movimento mundial pela descarbonização. “Essas novas fontes de energia melhoraram ainda mais a matriz brasileira, mas causaram uma certa depreciação das hidrelétricas, por mais que estas continuem sendo fundamentais no sistema pela capacidade de estocar água e de regular a geração rapidamente”, afirma.

O fato, segundo Lisbona, é que essas três fontes renováveis usam os argumentos que têm à mão na disputa por mais espaço no mercado de energia. “Cada uma delas está em busca de reserva de mercado. O segmento das hidrelétricas tem razão ao reclamar dos incentivos para solares e eólicas, mas também conseguiu emplacar um ‘jabuti’ que prevê a contratação de pequenas centrais na privatização da Eletrobras. Já os empreendedores de usinas solares, que reforçam o tempo todo a sustentabilidade de seus projetos, não divulgam os planos para o descarte dos painéis fotovoltaicos, que têm uma vida útil de apenas 15 anos. O que vão fazer com esse lixo eletrônico?”, questiona.

Hoje há energia de sobra no sistema, principalmente gerada por hidrelétricas, com representantes desse segmento estimando que 20% do potencial das usinas está deixando de ser produzido. “Mas quando o país atingir um crescimento de 2,5% no Produto Interno Bruto (PIB), vai precisar acrescentar 6 GW por ano. As pequenas centrais podem atender essa demanda futura, mas precisam ser viabilizadas hoje”, destaca Lenzi.

Fonte : Valor Econômico

“Seriam 384 empreendimentos a mais com a geração de novos 4.910,82 megawatts de energia. Considerado que o custo para cada megawatts de energia instalada gera em torno de R$ 10 milhões, os investimentos chegariam a quase R$ 50 bilhões com a geração de, aproximadamente, 302 mil empregos diretos”, informa a presidente da Abrapch, Alessandra Torres de Carvalho.

Apenas em Goiás o inventário hídrico aponta possibilidade de 177 novos empreendimentos, a geração de 2.456 MW (PCH e CGH) e investimento de R$ 24 Bilhões. Já o Mato Grosso, tem potencial para 139 pequenas usinas, 1.756 MW e R$ 17,5 bilhões em investimentos; no Mato Grosso do Sul seriam 42 empreendimentos, 616 MW e R$ 6 bilhões em investimentos. Já para o Tocantins o potencial hídrico permite a construção de 26 pequenas usinas, 200 novos megawatts e R$ 2bilhões em investimentos.

O Brasil tem um potencial para investimentos da ordem de R$ 131 bilhões no setor de PCHs e CGHs. Nos últimos cinco anos 65 Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e 52 Centrais Geradoras Hidrelétricas (CGHs) – que produzem até 50 megawatts de energia – entraram em operação no Brasil, totalizando 938,81 MW de potência instalada. Ao todo, as 117 pequenas usinas geraram um investimento de R$ 7,9 bilhões em diferentes regiões.

No entanto, cerca de 110 PCHs e CGHs estão em construção ou aguardando licenciamento. Dados – da Aneel, obtidos pela Abrapch – apontam que 594 pequenas usinas estão em fase de Despacho de Registro de Intenção à Outorga de Autorização (DRI) ou Declaração de Reserva de Disponibilidade Hídrica (DRS), para que o interessado requeira o licenciamento ambiental pertinente nos órgãos competentes na Aneel. Outros 598 processos encontram-se em estágio de eixo disponível, que quer dizer aptos para usuários interessados no desenvolvimento de estudos de inventário hidrelétrico. Ele reforça que, com um maior investimento em PCHs e CGHs é possível diminuir a geração de usinas termelétricas, fazendo com que o Brasil produza uma energia mais limpa e mais barata.

Atualmente, as PCHs e CGHs somam juntas 5.560 MW de energia gerada. São 1.046 usinas em operação no país. Entre as vantagens das PCHs e CGhs estão a geração próxima à carga, redução de perdas, menores investimentos em transmissão, tecnologia 100% nacional, desenvolvimento científico/tecnológico, geração de empregos e capacidade de regularização das vazões dos rios, irrigação e abastecimento humano nos setores agropecuário e de saneamento básico.

O levantamento é da Associação Brasileira de PCHs e CGHs Abrapch (Abrapch) esse incremento pode gerar 2.456 MW. Na prática, conforme dados da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), essa geração de energia teria capacidade para atender 18,4 milhões de pessoas.

Para se ter ideia, enquanto a atividade tem potencial para movimentar R$ 50 bilhões em investimentos privados no Centro-Oeste, Goiás, sozinho, poderia abocanhar quase metade desse valor, R$ 24 bilhões.

O presidente da Tradener, comercializadora independente de energia elétrica e gás natural, Walfrido Ávila, afirmou que vem apostando na capacidade do estado por meio da construção de PCHs.

O investidor, homenageado pelo Grupo Mídia e a Full Energy como uma das 100 pessoas mais influentes no setor de energia, já finalizou a construção de três usinas, a PCH Tamboril e PCH Gameleira, localizadas em Cristalina, e a PCH São Bartolomeu, em Luziânia. Agora, mais três estão em construção, uma no Rio São Bartolomeu e duas no Rio Corumbá.

A PCH Tamboril possui potência para 15,8 MW, que tem capacidade para atender 118 mil pessoas. Já a geração de energia da PCH Gameleira é de 14 MW e a expectativa para a PCH São Bartolomeu é de 12 MW, com ativação prevista para este ano.

“Goiás é o melhor lugar do Brasil para construir hidrelétricas. É o coração da chuva do país. Quando chove em Goiás, chove no Brasil inteiro, então é importantíssimo no setor de água”, destacou o engenheiro civil, que nasceu em Blumenau (SC) mas mora em Curitiba (PR).

A construção de uma PCH demora aproximadamente dois anos, sem considerar o período de conseguir licenças ambientais, que, para o engenheiro, é longo demais. Com um investimento de cerca de R$ 130 milhões, Walfrido explica que enquanto as usinas entram em atividade, o retorno financeiro só ocorre no período de 08 a 10 anos por conta dos impostos cobrados, que representam 30 a 40% do investimento.

“Se não fosse por isso, nada poderia competir com as usinas hidrelétricas do Brasil. A maior riqueza do país é a capacidade hídrica. Em Goiás, os processos são facilitados. Se o Brasil quiser crescer, tem que olhar para Goiás”.

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e a Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico – ANA aprovaram nas reuniões públicas de Diretoria de ambas autarquias, a nova resolução conjunta referente à instalação, operação e manutenção de estações hidrológicas e atualização das curvas Cota x Área x Volume em usinas hidrelétricas. A norma substituirá, a partir de 1º de janeiro de 2023, a Resolução Conjunta ANA ANEEL nº 3/2010.

A revisão e aprovação da Resolução Conjunta foram construídas por meio de amplo debate técnico interno e com a sociedade, por meio de Consulta Pública Conjunta realizada pelas Agências entre 16/12/2021 e 14/02/2022 (CP nº 076/2021). Com isso, foram avaliadas as 249 contribuições recebidas pela sociedade e o novo texto estabelecerá os critérios para o monitoramento hidrológico realizados pelas usinas hidrelétricas brasileiras.

As alterações apresentam aprimoramentos relacionados a mudanças na legislação. A principal mudança legal se deu com a alteração do art. 8º da Lei nº 9.074/1995, pela Lei nº 13.360, de 2016, que ampliou o limite de potência de 1 megawatt (MW) para 5 MW dos empreendimentos hidrelétricos dispensados de concessão ou autorização para aproveitamento hidrelétricos com potência instalada entre 1 MW e 5 MW por parte do setor elétrico.

A norma aprovada nesta terça-feira mantém a necessidade de medição hidrológica para todos os empreendimentos hidrelétricos com potência instalada superior a 1 MW. As usinas de 1 MW a 5 MW sem contrato de concessão ou autorização passarão a ser fiscalizadas pela ANA, enquanto aquelas acima de 5 MW ou com outorga permanecem sob fiscalização da ANEEL.

Outra alteração trazida pelo novo regulamento é a possibilidade de sugestão, pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), dos locais de instalação de estações hidrológicas dentro das áreas de cada usina.

A nova resolução conjunta não traz alteração de mérito em relação à atualmente vigente, que também trata das condições e dos procedimentos para a instalação e operação de estações hidrológicas visando ao monitoramento pluviométrico, limnimétrico, defluência, fluviométrico, sedimentométrico e de qualidade da água, associado a empreendimentos hidrelétricos, e para o acompanhamento do assoreamento de reservatórios.