Blog do Desemprego Zero

Resistências ambientais às hidroelétricas e o futuro do setor elétrico brasileiro

Posted by NOSSOS AUTORES em 26 maio, 2008

Por Roberto Pereira d’Araújo

Para pensar o setor elétrico brasileiro, coloco uma questão inicial sobre sua peculiaridade: ele não é diferente porque é hidroelétrico. É diferente porque é um sistema de uma única e grande reserva hídrica compartilhada. E, quais são as conseqüências de ser um sistema de reserva compartilhada? Uma delas é a necessidade do preço da energia no mercado de curto prazo ser determinado por um modelo matemático e não por leis de oferta e procura.

Obrigatoriamente, sendo a reserva compartilhada e de grande porte, alguém tem que ser o “gerente do estoque” e, sendo a entrada de energia aleatória, tem-se que estimar o custo futuro de atendimento, pois o estoque guarda água para ser usada no futuro. Para fazê-lo, o “gerente” adota parâmetros e simula como será a gestão da reserva nesse futuro. Como uma das possibilidades futuras é a falta de energia, é preciso assumir um custo da falta de energia elétrica. Alguém pode imaginar algo mais polêmico do que o custo da falta da energia elétrica? Isso dá uma idéia das dificuldades inerentes a um sistema de gestão de reserva compartilhada.

O entendimento de um sistema de reserva hidráulica quando tratamos de sistemas energéticos é muito polêmico. Gostaria de dar um exemplo: Certa vez, em um congresso fora do Brasil, fiz uma comparação do sistema brasileiro com outro sistema de outro país. Destaco que só conheço um sistema parecido com o brasileiro, o da Hydro Quebec, no Canadá. Mostrei características desse sistema de grandes reservatórios e expus que essa empresa, apesar de estatal, teve bons resultados: a tarifa é baixa, o retorno de capital é de 13%, a empresa se autofinancia em 60% e a satisfação do consumidor está em 96%. Quando eu terminei a palestra, um engenheiro da Hydro-Quebec da platéia veio conversar comigo. Confesso que a primeira coisa que pensei foi ter cometido algum erro, apesar de ter a certeza de que os dados estavam corretos pois vieram do relatório da própria HydroQuebec. Entretanto, o meu interlocutor, com certo constrangimento, veio me explicar como a empresa tinha conseguido resultados tão bons.

Segundo ele, nos últimos anos a empresa canadense, que tem conexão com os estados norte-americanos vizinhos, alcançara um lucro extraordinário por um motivo curioso. Esses estados americanos possuem muitas usinas nucleares e, na carga baixa, por acharem mais seguro não desligar essas usinas, vendem à HQ parte da energia gerada. Segundo o especialista, a empresa canadense compra energia por US$ 5/MWh na carga leve e, no período de carga pesada, a mesma energia é revendida para esses mesmos estados por US$ 50/MWh. Na realidade, a energia americana foi “guardada” nos reservatórios da HQ, pois nesse momento a HQ diminuía sua geração e, portanto, guardava água. Na conversa que travamos, exaltei a vantagem do sistema de reservatórios e argumentei que, se o vizinho dos Estados Unidos fosse a Noruega, um país totalmente hídrico, ele nada lucraria, porque não dispõe de reservatório. Na Noruega, o reservatório está na neve, não controlável. No caso do Canadá, os reservatórios interligados permitem que se compre energia gerada no EUA, que esta mesma energia seja “guardada” na água, para, então, revendê-la para os próprios americanos por um preço 10 vezes maior. E porque estou me remetendo a este fato? Para mostrar como é estranho ao “mercado” um sistema de reserva de energia do tamanho do que existe no Canadá. A diferença de US$ 45/MWh seria um “aluguel” da reserva? Lá, eles conseguem guardar o equivalente a três meses do seu consumo. No Brasil temos capacidade de armazenar o consumo relativo a seis meses.

Sobre o cenário futuro, creio que existem duas questões graves a considerar: a questão da escassez do petróleo e a questão ambiental. Provavelmente nunca estivemos com tantas incertezas sobre o futuro. (Slide 2) Olhando para o gráfico do Slide 3, podemos verificar o que ocorreu com o consumo de energia nas crises do petróleo. Na horizontal temos o crescimento do PIB mundial e na vertical o uso da energia. Nas crises do petróleo, o mundo melhorou a sua produtividade, pois ele cresce na horizontal (PIB), utilizando menos energia por unidade de produto.

Entretanto, quando essa energia é separada por tipo de uso (Slide 4), verificamos que a eletricidade não tem essa maleabilidade, pois quando cresce a produção de riqueza, junto cresce o consumo de eletricidade.

No slide 5, temos o conhecido estudo do Campbell, da Association for the Study of Peak Oil and Gas, que nos mostra que estamos explorando mais petróleo do que descobrindo jazidas exploráveis. No gráfico que mostra o comportamento dos preços no slide 6 de um estudo da British Petroleum, o que vai ocorrer futuro parece ser uma grande especulação. O sinal de interrogação indica que, hoje, com as dúvidas sobre as reservas mundiais, é difícil se os preços irão se comportar tal como no passado.

Em relação à questão ambiental (slides 8, 9, 10), a pergunta que deveríamos nos fazer é porque não entramos em pânico? O gráfico mostra as mudanças radicais de temperatura da terra ao longo do tempo; o gráfico de baixo mostra o mesmo com os decorrentes da concentração de gás carbônico e com os originados pela emissão de carbono.

As fontes derivadas de combustíveis fósseis, como o petróleo, estão cada vez mais caras e sofrerão crescente resistência ambiental. Não imaginamos o que poderia ser previsto no atual cenário caso ocorresse uma grande mudança tecnológica, ou seja, uma inovação que provocasse uma ruptura capaz de alterar substancialmente o quadro atual.

Apesar de que vivemos um momento de grande incerteza, podemos esperar algumas coisas. Primeiro é que o mundo não deverá ficar sem petróleo, mas é provável que seu preço aumente. (Slide 11)Também é muito provável que haja um outro ajuste na demanda, tal qual nas crises da década de 70, no mundo inteiro.

E o Brasil? Qual será a política energética e de preços para o petróleo no Brasil? Isto poderá significar uma retomada dos projetos hidroelétricos? E qual deverá ser a tipologia desses projetos? Lembramos que à inserção das térmicas no sistema brasileiro é uma questão complexa que até hoje não está resolvida.

O slide 12 mostra qual é o retrato da produção de energia no mundo. Vivemos num mundo onde a produção de eletricidade é basicamente térmica e a América Latina só consome 6,5% dessa energia.

O slide 13 mostra um dado da FAO, que mostra a posição extremamente favorável que o Brasil tem nos recursos hídricos do mundo. Observe-se que, mesmo descontando-se os rios que não nascem no território brasileiro, como o Amazonas, o Brasil ainda é o líder mundial.

O slide 14 mostra que a energia hidroelétrica, se fosse uma commodity, seria um mercado totalmente cartelizado. Reparem que além dos 10 primeiros países, o resto do mundo divide parcos 37% dos recursos hídricos do planeta.

Entretanto, esses sistemas hidroelétricos no mundo são muito diferentes. Chamo a atenção, no slide 15, para a produtividade desses sistemas. O fator de capacidade indica como é usado o parque hidroelétrico dentro da matriz elétrica de cada país. Nos países com fatores de capacidade baixos, as usinas hídricas são usadas como ponta. Não estão na base do sistema. Isso muda radicalmente o problema de gestão da energia. Apenas 5 países têm fatores acima de 50%. Essa é uma questão que tem sido desprezada nas discussões sobre a aplicação de mecanismos de mercado a esses sistemas. Será que não há diferenças?

Um outro aspecto super importante está mostrado nos slide 16 e 17. Aqui, um artigo da Agência Internacional de Energia levanta outro aspecto esquecido nas comparações entre fontes feitas nos sistemas puramente mercantis. A agência realizou um cálculo médio de quanta energia é necessária para se produzir as fontes energéticas das linhas da matriz. Fica evidente que, dado a vida útil extensa das hidroelétricas, uma usina é capaz de devolver até 200 vezes a energia necessária para construí-la. Enquanto isso, uma usina a gás ciclo combinado, a mais eficiente entre as térmicas, devolve apenas 14 vezes a energia utilizada para construí-la. Esse aspecto, num sistema mercantil, onde os investidores esperam taxas de retorno de 15% a.a., é completamente desprezado.

O slide 18 mostra uma avaliação internacional sobre potencial hidroelétrico no mundo. Vemos que o Brasil ocupa o terceiro lugar com 10% do total mundial. Preferi utilizar uma avaliação internacional que não considera os famosos 260 GW proclamados no Brasil. Aqui se reconhece cerca de 100 GW.

Um dos motivos de revermos o verdadeiro potencial hidroelétrico brasileiro, é que hoje, a questão das barragens não é apenas uma questão brasileira apenas. De acordo com o Relatório da Comissão de Barragens de 2000 (slide 19), do qual participou o prof. Goldemberg, procurou-se estabelecer algumas recomendações a partir de uma ampla análise da experiência da hidroeletricidade no mundo. Dentre os casos analisados, nitidamente, o documento procura fazer um corte sobre os impactos dos grandes projetos. Há um reconhecimento de que existem problemas diferenciados entre grandes barragens e pequenas barragens.

O relatório ressalta que nos primeiros estágios deste processo as discussões e controvérsias enfocavam barragens específicas e seus impactos locais, mas, gradualmente, esses conflitos de âmbito local evoluíram para uma discussão mais geral que culminou em um debate de proporções globais sobre as barragens. (slide 19)

É importante listar e comentar as pesadas críticas da International Rivers Association (slide 20), que é uma organização não governamental dedicada a apoiar as comunidades locais quanto ao uso de seus rios e fontes hídricas. Segundo o IRN, existem 12 razões, listadas abaixo, para excluir as grandes barragens como disputantes de recursos de financiamento para renováveis:

1. Não reduzem a pobreza, quando comparadas com opções mais descentralizadas; Comentário: nada garante que uma pequena barragem não esteja destinada a produzir energia concentradora de riqueza.

2. Apesar de classificadas como “renováveis”, absorveriam, por seu porte, os recursos das chamadas novas renováveis; Comentário: Certamente, se os recursos forem proporcionais à energia produzida apenas.

3. Geralmente, tem custos subestimados e benefícios exagerados; Comentário: Temos que reconhecer que é verdade.

4. Aumentam a vulnerabilidade à mudança climática; Comentário: Muito menos do que a opção térmica.

5. Não promovem a transferência tecnológica; Comentário: O Brasil domina totalmente essa tecnologia, que, diga-se de passagem, não é de ponta.

6. Têm impactos sociais e ambientais negativos; Comentário: Mas também têm positivos que geralmente não são levados em conta..

7. Esforços de mitigação de impactos geralmente falham; Comentário: É verdade nos exemplos do passado, mas não é obrigatório.

8. A maioria dos construtores e financiadores se opõe à medida de prevenção; Comentário: É verdade. Mas, cabe ao regulador coibir.

9. Podem emitir gases que agravam o efeito estufa; Comentário: Por algum tempo apenas.

10. São lentas, inflexíveis, cada vez mais caras e deficitárias; Comentário: Muito ao contrário! São bastante flexíveis! Ainda são mais baratas do que as outras opções, ainda mais quando se leva em conta a sua real vida útil.

11. Alguns países são excessivamente dependentes da hidroeletricidade; Comentário: Se isso fosse um problema, a Noruega estaria em maus lençóis, pois é 100% hidroelétrica.

12. Podem se tornar não renováveis por conta da sedimentação. Comentário: Certamente, se não houver conservação das margens dos rios e do reservatório.

No mapa do slide 21, podemos observar a localização das grandes barragens no mundo. O Brasil aparece como um país que liderou, além dos EUA, a construção de grandes barragens.

Segundo o SIPOT (Sistema de Informações do Potencial Hidroelétrico) da Eletrobrás, considerado apenas o potencial estudado, 50% está na região Norte. (slide 22)

Retomando a questão do funcionamento do sistema brasileiro, podemos, por analogia, dizer que ele é semelhante a quatro grandes caixas d’água (reservatórios interligados hídrica e eletricamente) ligadas por “aquedutos” (slide 23). Esses aquedutos são “virtuais” e, na realidade, quem cumpre o esse papel são os grandes troncos de transmissão. A ordem de grandeza da reserva existente é, aproximadamente a mostrada no slide. Conseguimos guardar o equivalente a seis meses de consumo do sistema interligado, o que corresponde a 180 Terawatt/hora (TWh). Ou seja, se os rios secassem, por absurdo, poderíamos continuar consumindo por cerca de meio ano. Dessa reserva, conforme podemos observar no gráfico do slide 24, cerca de 70% estão no Sudeste.

O slide 25 mostra a energia natural afluente do sistema interligado brasileiro, com a configuração das usinas existentes em 2004. Ali estão a média, máxima e mínima da energia natural. Observa-se que há uma diversidade entre o Sul e os Sudeste, entretanto, entre o Sudeste e o Nordeste pode-se verificar muita semelhança. Além disso, há grande variabilidade no Norte.

No slide 26, em base anual, observamos que sempre existe alguma diversidade hidrológica em 73% dos anos do histórico. Portanto, essa é uma indicação primária de que vale a pena ter um só sistema interconectado no Brasil.

De acordo com o slide 27, podemos ver como o sistema atende a carga quando fazemos simulação com o histórico. Praticamente atendemos 90% da demanda com geração hidráulica. Se fizermos um zoom no gráfico (slide 28) podemos perceber que, na realidade, há períodos onde é extremamente necessária a complementação de fontes térmicas. Entretanto, fica evidente que não há um padrão fixo de tal maneira que se possa estabelecer uma política fácil para a inserção térmica.

O slide 29 mostra uma modesta evolução da demanda de eletricidade no Brasil, onde, em 2025, atingiríamos um pouco mais do dobro do que consumimos hoje.

(Slide 30) Há uma corrente que defende a idéia de que, se o Brasil tivesse um tipo de desenvolvimento menos eletro intensivo, mais voltado para o mercado interno e com distribuição de renda, não seria necessário tanta energia. Essa tese é defendida sem nenhum cálculo. Ora, segundo os números da PNAD, 12% dos domicílios brasileiros ainda não têm geladeira, e, se fizermos a conta, considerando um consumo médio, precisaríamos de uma usina que gerasse 1000 MWmédios para atender exclusivamente essas geladeiras. Nessa conta não estamos considerando a energia necessária para o aço e o plástico das geladeiras. Proponho que pensemos o que aconteceria com o consumo de energia elétrica no Brasil caso houvesse uma melhora significativa na renda e, principalmente, em sua distribuição? O caso da geladeira é apenas emblemático.

Uma outra proposta de reflexão está no slide 31. Para atender essa demanda de aproximadamente 50 GW novos, estamos com um quadro preocupante. Uma grande resistência à construção de grandes reservatórios e uma localização de metade do potencial na região norte. Muito provavelmente teremos novas usinas, porem sem reservatório. Isso vai exigir um esforço extra dos reservatórios existentes e dos troncos de transmissão. É preciso lembrar também que, desse modo, os reservatórios do sudeste oscilarão muito mais, com efeitos muito impactantes sobre as comunidades que vivem à beira dos lagos. Pode-se esperar uma resistência crescente à esse tipo de operação. Vislumbra-se, desse modo, um papel mais definido para as usinas térmicas.

O slide 32 mostra o decréscimo da capacidade de regularização do sistema, apesar de ainda sermos recorde no mudo. No passado chegávamos a poder reservar energia para 2 anos de consumo. Hoje, estamos com uma reserva de aproximadamente 7 ou 8 meses.

O slide 33 mostra as mudanças estruturais que podemos esperar, onde destaco o fato de que uma mudança do foco de crescimento para a região Norte e Nordeste, aliviaria o esforço de regularização dos reservatórios existentes.

E a questão do critério garantia (slide 34)? Em relação ao custo marginal de operação,(slide 35), por exemplo, gostaria de apresentar certas inconsistências. Quando se calcula a energia garantida das usinas, um parâmetro importante é custo marginal de operação, pois é ele que “pondera” a importância de cada usina na garantia total. O processo de cálculo da energia garantida se viabiliza através de uma simulação da venda dessa energia no mercado de curto prazo. Essa é uma peculiaridade brasileira importante. Quantos sistemas no mundo, para fazer um leilão de uma usina, precisam simular essa usina e todas as outras, existentes e futuras, numa configuração 10 ou 15 anos à frente?

Além disso, o custo marginal de operação, o preço de venda no spot, é fortemente influenciado pelo custo do déficit (slide 36). O número que se usa para calcular a energia garantida do sistema é de 2.261,00 R$/MWh, mas este não é o valor que o operador do sistema utiliza. O operador usa uma função crescente com a profundidade do déficit. Evidentemente, o sistema opera com uma garantia diferente da assumida no planejamento. O que importa é que, comercialmente, se está assumindo uma garantia que, na verdade, pode ser até menor.

Vou usar uma analogia simplificadora. O custo do déficit traduz o “medo do racionamento”. Assim, o operador do sistema, para déficits pequenos, teria um “medo” menor do que aquele “assumido” na determinação da garantia, a peça mais importante na comercialização. Além disso, no quarto patamar, acima de 20%, ele é muito pouco diferente do patamar de 10%. Parece estranho ter uma curva não convexa, pois a convexidade é que traduz um agravamento crescente da situação. Na realidade, nenhuma das curvas reproduz o comportamento do operador numa situação real. Evidentemente, ainda mais depois do racionamento de 2001, alguma ação será tentada antes da ocorrência do déficit. A mais comum seria alguma medida de economia ou racionalização, o que implicaria em uma redução da carga. Evidentemente, esse primeiro “déficit” não pode ter o mesmo custo do que, por exemplo, a implantação de um racionamento que atinja 20% do mercado. Então, porque não assumir uma função crescente e com degraus menores. Os primeiros steps seriam como térmicas fictícias que seriam “ligadas” à medida que os cenários futuros apontem para um déficit real.

Entretanto, sobre a participação das térmicas no sistema brasileiro é preciso ter cuidado com alguns raciocínios simplistas. Por exemplo, a sugestão de redução do risco de déficit com o uso de mais usinas térmicas (slide 37).

É preciso lembrar que, quando se diminui o risco desse modo (mais térmicas), num primeiro momento, eleva-se o Custo Marginal Operacional – CMO – médio da configuração. Acontece que o princípio de igualdade do Custo Marginal de Operação médio e o Custo Marginal de Expansão é o que garante que se está expandindo o sistema no momento correto. Ora, se o CMO fica acima do CME, é preciso expandir o parque gerador pois esse é o indicador que o sistema está “estressado”. Expandido corretamente, alivia-se o sistema e reduz-se o CMO para o mesmo nível do CME. Ou seja, se a expansão for hidroelétrica, novamente, reduz-se a participação térmica. Resumindo, a diminuição do risco não se dá por uma escolha tecnológica que mantém os custos de operação elevados. A diminuição do risco é função da “sobra” estratégica que se quer, hídrica ou térmica, e não da tecnologia de geração. Essa sobra estratégica, no fundo é função da curva do custo do déficit, assunto ainda pouco estudado, como já mostrei. As térmicas têm que ser justificadas economicamente dentro dos conceitos que regem um sistema de reserva energética. Não se pode arbitrar mais térmicas para justificar riscos menores sem olhar o equilíbrio dos custos marginais de curto e longo prazo.

O slide 40 trata da polêmica questão da energia velha. Aqui, eu gostaria de fazer uma crítica séria à manutenção da descontratação das estatais, uma estratégia do modelo anterior, que provocou o racionamento e, não entendo porque foi mantida no novo modelo. Ora, o mercado de energia se retraiu cerca de 15%, mesmo depois do fim do racionamento. Para uma carga de aproximadamente 50 GW médios, sobram, mais do que 7 GWmédios, uma Itaipu. Com o mercado super-ofertado, obrigou-se as estatais a perderem 25% do seu faturamento para possibilitar a entrada de usinas mais caras, geralmente térmicas, justificadas pelo absurda lei que permitiu o “self-dealing”, sem licitação.

Ora, o sistema mercantil foi implantado na Inglaterra para poder “deslocar” as ineficientes e poluidoras térmicas a carvão. A Califórnia adotou o mercado para substituir as caras usinas denominadas “qualifying facilities” adotadas na crise do petróleo. Nesse contexto, o Brasil deu um vexame! Nós somos o único país do mundo que adotou o sistema mercantil para “se livrar” de usinas hidráulicas amortizadas e colocar térmicas muito mais caras, geralmente pertencentes ao mesmo grupo econômico das distribuidoras. As estatais, tiveram que assumir a sobra sistêmica e, num tiro de misericórdia, foram obrigadas a participar de um leilão onde, sem demanda, tiveram que aceitar preços de menos de US$ 20/MWh. Além disso, venderam energia por preço fixo por 8 anos! Alguém poderia mostrar algum outro exemplo no mundo onde se faz uma “liquidação” de um produto que dure 8 anos? Só posso interpretar esse “tiro no pé” como uma espécie de desejo de se fazer um populismo tarifário às custas das estatais. E, ainda por cima inútil, pois as tarifas brasileiras estão muito altas quando comparadas com países de base hidroelétrica. Ou seja, o único preço que caiu no sistema foi o da energia das estatais. E não foi suficiente para compensar o resto.

Agora, ainda temos um número crescente de consumidores livres com contratos de curtíssimo prazo (que não provocam a expansão) e expostos no mercado atacadista. E como é que isto funciona? Bom, o consumidor contrata apenas parte do seu consumo e deixa o resto para ser “liquidado” no mercado. Como, no Brasil, o preço spot tem um viés de preços baixos, os consumidores livres estão se apropriando de uma receita oclusa do setor, pois, afinal, um consumidor cativo não consegue ter a vantagem de pagar apenas R$ 18/ MWh no spot. Em média ele paga mais de R$ 200/MWh. Esse mercado é crescente, baseado em contratos curtos e certamente será um problema para o setor no futuro!

Para finalizar, e resumir o que tentei mostrar, serei bem pontual. (slides 41,42 e 43)

  • Cenários futuros lidam com 2 perspectivas inéditas. Questão ambiental em escala planetária e fim da era do petróleo.
  • Grandes incertezas quanto ao efeito de um crescimento com distribuição de renda sobre o consumo.
  • Grande resistência aos grandes projetos, principalmente com reservatórios. CME crescente.
  • Permanece a necessidade de um estudo sobre mudanças no critério de garantia e o papel das térmicas.
  • O Sistema interligado perde gradativamente sua característica de reserva estratégica, mas ainda é recorde no mundo.
  • Diminuição da Capacidade de regulação do sistema de reserva hidráulica poderá exigir um papel de “reservatório virtual” para as térmicas.
  • O estudo, debate e definição de uma matriz energética para o Brasil é absolutamente essencial. Não é o mercado que deve “decidir”. Os leilões estão resultando em um mix ineficiente energeticamente.
  • O dilema dos sinais locacionais da transmissão está ligado à preservação da característica de “estoque” estratégico do sistema. Se a transmissão ficar economicamente inviável, arrisca-se a perder parte da reserva compartilhada.
  • Capacidade das empresas estatais liderarem investimentos está comprometida pela necessidade fazer de superávit primário.
  • Surge um poder de mercado inverso. Com sobras, o consumidor livre é o grande poderoso que impõe preços baixos. Amplia-se a possibilidade de tratamento diferenciado de uma categoria de consumidor e produtor especial (livre e independente), podendo agravar o pagamento de encargos para o mercado cativo.
  • Apesar dos aumentos recordes desde 1995, permanece a tendência a novos aumentos de tarifa. Já estamos pagando o dobro do que paga um Canadense ou um Norueguês, para citar dois exemplos de energia vinda dos rios.

Agradeço ao Centro Celso Furtado, particularmente à professora Maria da Conceição Tavares, pela oportunidade do debate. Agradeço a presença de todos.

* Roberto Pereira d’ Araujo: Engenheiro Eletricista e Mestre em Sistemas e Controle pela PUC-RJ. Pós-Graduação em Operation Planning pela Waterloo University. Foi Chefe de Departamento de Mercado em Furnas Centrais Elétricas. Ex-membro do Conselho Administrativo de Furnas. Consultor na área de energia elétrica.

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2 Respostas to “Resistências ambientais às hidroelétricas e o futuro do setor elétrico brasileiro”

  1. Muito bom o artigo! Impressionante como a ideologia do livre-mercado, mesmo sabendo-se que o setor elétrico é um mercado de concorrência imperfeita, nos faz pagar tarifas mais caras do que o necessário.
    Há problemas de regulação no Brasil, pois a formação de quadros técnicos é um processo lento. Além disso, o Estado precisa convocar concursos públicos e acabar com a livre movimentação de profissionais que transitam entre as agências reguladoras e as empresas reguladas.

  2. […] SINTÉ…Wilson Quevedo em Eleições dos EUA: Barack Oba…Rodrigo L. Medeiros em Resistências ambientais às h…Rosângela Medeiros em ALIANÇA PIMENTEL-AÉCIO: A PO…Sobre o fim da CPMF … em […]

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