Rio de Janeiro, 28 de junho de 2012

Energia Nuclear no Brasil

• SECTARISMO

• MITO DA PANACÉIA

• POTÊNCIA x ENERGIA

• MERCANTILIZAÇÃO

Quatro “venenos” no debate sobre energia

1. HOJE (2001 – 2011)

– Gestão segura do SIN num cenário de geração

de 2.000 MWmédios térmicos na base e mais

8.000 MWmédios térmicos complementares

Há que considerar 4 escalas de tempo

2. AMANHÃ (2011 – 2020)

– Manter a expansão da oferta num cenário de

novos aproveitamentos hidrelétricos a fio

d´água e crescente geração eólica e biomassa

3. FUTURO PRÓXIMO (2020 – 2030)

– Manter a expansão da oferta num cenário em

que se soma um potencial hidrelétrico em vias

de esgotamento

4. FUTURO DISTANTE (2030 – 2060)

HOJE (2001 – 2011)Energia elétrica no Brasil(ano base 2009)

Um sistema elétrico único:

85% de energia hídrica

limpa, barata e renovável

hidro

Num mundo dominado

por 82% de energia térmica:

67% fóssil

15 % nuclear

HOJE (2001 – 2011)Energia elétrica no BrasilSistema Interligado Nacionalano base 2011

Eólica

0,38%

Hidráulica

91,19%

Gás

2,38%

Carvão

1,15%Óleo

0,96%Biomassa

0,77%

Nuclear

3,17%

HOJE (2001 – 2011)EMISSÕES DE CO2 EVITADAS NO BRASIL(2000 – 2006)

Impacto Direto da Geração Nuclear no Brasil sobre Emissões de Efeito Estufa,

Carlos Feu Alvim, Frida Eidelman, Olga Mafra, Omar Campos Fereira e Rafael Macêdo

Economia & Energia Ano XI-No 63 Agosto - Setembro 2007 ISSN 1518-2932 - http://ecen.com/

GERAÇÃO HIDRELÉTRICA:

1.677 milhões de toneladas de CO2

ÁLCOOL COMBUSTÍVEL:

165 milhões de toneladas de CO2

GERAÇÃO NUCLEOELÉTRICA:

63 milhões de toneladas de CO2

38%

HOJE (2001 – 2011)EMISSÕES DE GEE NO BRASIL(gramas de CO2 equivalente por Kw.hora elétrico gerado)

Comparação da Emissão de Gases de Efeito Estufa na Geração Nuclear de

Eletricidade no Brasil com as de outras fontes, Carlos Feu Alvim, Omar Campos

Ferreira, Olga Mafra Guidicini, Frida Eidelman, Paulo Achtschin Ferreira, Marco Aurélio

Santos Bernardes, in Economia & Energia Ano XV No 79 Outubro/Dezembro de 2010

ISSN 1518-2932 - http://ecen.com/

HOJE (2001 – 2011)RESERVAS DE URÂNIO NO BRASIL E NO MUNDO75% concentrados em 6 países

Solos pré-cambrianos

Brasil 3.400.000 km2

Austrália 3.800.000 km2

HOJE (2001 – 2011)CICLO DO COMBUSTÍVEL NUCLEAR

HOJE (2001 – 2011)Sazonalidade da oferta hídrica

HOJE (2001 – 2011)Sazonalidade da oferta hídrica

A CRISE DE 2001

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

jan/99 jan/00 jan/01 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06

GW

mê

s

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

% A

rma

ze

na

do% Armazenado

Armazenado

Afluência

Produzido

Apagão

Não disponibilidade de complementação térmica

Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro

disponível em http://ecen.com

Operação do Sistema - SE/CO (parte hidráulica)

A CRISE DE 2001Perda da capacidade de regulação plurianual

HOJE (2002 – 2011)Gestão segura de um sistema hidrotérmico

Tomada de decisão baseada em modelos de previsão hídrica

baseados em séries temporais longas, que inexistem para as

“novas renováveis”, o que torna o processo mais complexo na

medida que essas novas renováveis crescem na matriz elétrica

HOJE (2002 – 2011)Gestão segura de um sistema hidrotérmico

38

.46

5

40

.06

6

42

.27

7

43

.63

9

46

.36

2

45

.27

9

47

.32

7

48

.29

0

51

.41

7

3.575

3.275

5.100

3.449

3.867

3.533 5.757

3.339

5.932

4.751

35

.99

5

7,8%

9,0%

11,3% 7,5%

8,1%

7,1%

11,3% 6,6%

10,9%

8,5%

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

Hidraúlica Term. Total % de Térmicas

MAX

MIN

HOJE (2002 – 2011)Gestão segura de um sistema hidrotérmico

38.4

65

40.0

66

42.2

77

43.6

39

46.3

62

45.2

79

47.3

27

48.2

90

51.4

17

1.991,14

1.750,26

3.778,59

2.324,86

2.298,29

4.158,091.860,34

4.274,81

2.963,86

35.9

95

2.126,02

1.657,05

1.479,131.598,611.406,90

1.568,90

1.124,071.321,86

1.787,59

1.583,40

1.524,89

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

Hidraúlica Term. Convencional Térmica Nuclear

MAX

MIN

40.000,00

42.000,00

44.000,00

46.000,00

48.000,00

50.000,00

52.000,00

54.000,00

56.000,00

58.000,00

60.000,00

Ja

nF

ev

Ma

rA

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un

Ju

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2007 2008 2009 2010 2011

Hidráulica Term. Convencional Term. Nuclear

Mínima geração

térmica no

período:

2.015 MW méd

(agosto 2009)

Máxima geração

térmica no

período:

9.442 MW méd

(setembro 2010)

Gestão segura de um sistema hidrotérmico

HOJE (2002 – 2011)

HOJE (2002 – 2011)Gestão segura de um sistema hidrotérmico

CUSTOS DAS OPÇÕES TÉRMICAS

leilão de A-5 (2005)

Mínima térmica mensal: 2.015 MWméd (AGO2009)

Máxima térmica mensal: 9.442 MWméd (SET2010) } FORTE VARIAÇÃO DO FC:

OTIMIZAÇÃO DA OFERTA

DISPONIBILIDADE

+ COMBUSTÍVEL}

HOJE (2002 – 2011)Operação de Angra 1 e Angra 2GERAÇÃO ACUMULADA ATÉ 2011: 182.450.141 MWhRECORDE DE PRODUÇÃO EM 2011: 14,4 TWh*

*recorde de Itaipu: 94 TWh

Angra 1: 78,75%

Angra 2: 88,03%

Cumulativo 1997-2011Fatores de disponibilidade

1997199819992000200120022003200420052006200720082009

ANGRA 1

ANGRA 2

65,00

70,00

75,00

80,00

85,00

90,00

95,00

100,00ANGRA 1

ANGRA 2

HOJE (2002 – 2011)Gestão segura de um sistema hidrotérmico

Geração térmica mensal no SIN:máximos e mínimos anuais

MWmédios

Capacidade nuclear instalada: 2.007 MW Geração nuclear mensal média: 1.667 MWmed

MÍNIMA GERAÇÃO TÉRMICA 2002 - 2010 2.015 MWmed

•Sem Angra 1 e Angra 2•mínima geração térmica apenas pelas térmicas fósseis

custos adicionais

R$ 2,5 bilhões para os consumidores de eletricidade(25% do investimento em Angra 3)

80 milhões de toneladas de carbono para o ambiente(40% das emissões evitadas pelo etanol)

Capacidade nuclear instalada: 2.007 MW Geração nuclear mensal média: 1.667 MWmed

MÍNIMA GERAÇÃO TÉRMICA 2002 – 2010 2.015 MWmed

SE JÁ HOUVESSE ANGRA 3 3.412 MW 2.778 MWmed

1. HOJE (2001 – 2011)

– Gestão segura do SIN num cenário de geração de 2.000

MWmédios térmicos na base e mais 8.000 MWmédios

térmicos complementares

VALE(RIA) A PENA TER MAIS?

SIM

Atenderia a pequena

parcela de geração

térmica de base que o

sistema tem requerido a

mínimo custo e sem GEE

“nicho” nuclear

Usinas Nucleares em operação:quadro atual (ao final de 2011)

HOJE (2002 – 2011) no mundo

Usinas Nucleares em construção:quadro atual (ao final de 2011)

+ 2 em 2012

HOJE (2002 – 2011) no mundo

Construção de Usinas Nucleares:ascensão, queda e renascimento

Início da construção de usinas:

Números anuais 1955 -2009Crises do petróleo

Alto crescimento

TMI e TcheRnobyl

Baixos preços do carvão e gás natural

Baixo crescimento

Mudança climática

Volatilidade do gás

Segurança energética

Retomada do crescimento

AMANHÃ (2011 – 2020)Expansão da oferta hídrica

Mapa ilustrativoFonte: MMA (fev/05)

90% do potencial está na Amazôniamaior parte de médio e pequeno porte

RESTRIÇÕES:• distância • topografia• uso do solo

• reservatórios• transmissão

AMANHÃ (2011 – 2020)Expansão da oferta hídrica

AMANHÃ (2011 – 2020)Efeito da regulação hidrotérmica

Hidroelétrica Nuclear

Gás Carvão Petróleo

AMANHÃ (2011 – 2020)Perda da capacidade de armazenamento

Contínua perda de auto-regulação requerendoaumento nas parcelas térmicas de base e de complementação

•armazenagem Max/carga total (em preto)•armazenagem Max/carga hídrica (em azul)

Para um sistema que tem se expandido com um recorde de térmicas, é surpreendente

que as duas curvas mostrem um paralelismo. Isso significa que o uso dessa geração

não hidráulica não aliviou o crescente uso da reserva, pois nesse caso, o declínio da

segunda curva seria mais atenuado, mostrando uma preservação da reserva.

AMANHÃ (2011 – 2020)Efeito da regulação hidrotérmica

armazenagem Max/carga hídrica

comparando o período 1996 – 2000 e o 2006 – 2011, voltamos ao mesmo índice anterior ao racionamento

(~ 5 meses de carga), com o agravante de uma maior oscilação da reserva. Seria de se esperar que a

relação reserva/carga aumentasse e sua oscilação se reduzisse. Mas, se nada disso ocorre, a

complementação térmica e de outras fontes não está sendo suficiente

AMANHÃ (2011 – 2020)Efeito da regulação hidrotérmica

AMANHÃ (2011 – 2020)Expansão da oferta eólica, solar e de biomassa

AMANHÃ (2011 – 2020)Expansão da oferta eólica, solar e de biomassa

Não possuem auto-regulação, requerendo complementaçãotérmica numa dinâmica mais rápida que a hídrica

+ REGULAÇÃO TÉRMICA

AMANHÃ (2011 – 2020)Expansão da oferta nuclear

ANGRA 31.405 MW

2015

AMANHÃ (2011 – 2020)

ANGRA 3 hoje

AMANHÃ (2011 – 2020)Expansão da oferta nuclear

ANGRA 3 hoje 4.000

trabalhadores

AMANHÃ (2011 – 2020)Angra 3 significa REALMENTE “mais nuclear”?

Geração hidrotérmica esperada

NÃO

Significa

APENAS

MANTER a

parcela nuclear

na geração

térmica de base

que o sistema irá

requerer a

mínimo custo e

sem GEE

SIMpara Angra 3

manter atendimento à

parcela de geração

térmica de base que o

sistema irá requerer a

mínimo custo e sem GEE

2. AMANHÃ (2011 – 2020)

– Manter a expansão da oferta num cenário de

novos aproveitamentos hidrelétricos a fio

d´água e crescente geração eólica e biomassa

Geração termelétrica esperada

AMANHÃ (2011 – 2020) no Mundo

www.eiu.com

INDÚSTRIA NUCLEAR SE RECUPERA

APÓS FUKUSHIMA

Passado um ano,

44 países,

18 sem usinas hoje,

planejam construir

540 novas usinas

Na seqüência do acidente,

Bélgica e Suíça passaram a

considerar o abandono da

geração nuclear

Itália e Alemanha que já tinham

tomado essa decisão (1986, 2001),

a reafirmaram

Posição do Japão ainda incerta

FUTURO próximo (2020 – 2030)

Perspectivas de expansão bastante limitadas após 2030

FUTURO próximo (2020 – 2030)

Perspectivas de expansão bastante limitadas após 2030

FUTURO próximo (2020 – 2030)

FUTURO próximo (2020 – 2030)

FUTURO próximo (2020 – 2030)Atendimento ao Crescimento da Demanda Atendimento ao Crescimento da Demanda no Médio Prazo:no Médio Prazo: Plano Nacional de Energia 2030

Fonte: PNE 2030 / EPE-MME, Nov-2007 / Tabelas 8.27 (Pág.234) e 8.31 (Pág.239)

Expansão da Oferta no Período 2015-2030(Valores em MW)

PNE 2030: Custo Médio Comparado(PNE 2030: Fig.8.24 / Pág.226)

Intervalo de variação do custo

das fontes Não-Hidráulicas

Custo de Geração Hidrelétrica em funçãodo potencial a aproveitar.

2) Sudeste2.000 MW

1) Nordeste2.000 MW

Expansão da oferta nuclear

SIM

Atender à crescente de

geração térmica de base

que o sistema irá requerer

a mínimo custo e sem

gerar GEE

3. FUTURO próximo (2020 – 2030)

– Manter a expansão da oferta num cenário em

que se soma um potencial hidrelétrico em vias

de esgotamento

Futuro próximo (2035) no Mundo

FUTURO distante (2030 – 2060)Parcela técnica, ambiental e economicamente viável a

ser desenvolvida: 150/180 GW do total de 260 GW

Hidro

FUTURO distante (2030 – 2060)Esgotamento do potencial hídrico

• A expansão terá que ser baseada no mix Gás natural (dependendo da quantidade e custo de

Pré-Sal), Carvão (dependendo da viabilidade de CCS e carvão limpo) e Nuclear.

• Fontes renováveis (biomassa, eólica, solar) e expansão dos programas de eficiência

energética (aumento dos custos marginais de expansão) serão um complemento importante

A catástrofe natural no JapãoTerremoto seguido de Tsunami

Mortos: 14.981

Desaparecidos: 9.853

Feridos: 5.280

Desabrigados: 115.098

14 atingidas

4 acidentadas

3 liberaram materiais radioativos

A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima Daichi

Verificação das

Bases de Projeto

para Eventos Externos

Definição de Medidas

para Mitigação de

Acidentes Severos

assegurar a disponibilidade

dos sistemas de segurança

diante de cenários de eventos

externos extremos postulados

dotar as usinas de recursos

para controlar acidentes que

excedam as condições

postuladas

1º lição aprendida fundamental: acidentes severos acontecem

A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima Daichi

2º lição aprendida fundamental: consequencias não catastróficas

As doses de radiação estão abaixo dos

níveis internacionais de referência

• As doses efetivas de radiação em Fukushima e

prefeituras vizinhas estão abaixo do nível de

referência acordados internacionalmente para

exposição pública

•exceto em dois locais

• Isso significa que os maiores níveis de radiação

causados pelo acidente nuclear ficaram abaixo

dos níveis com potencial de causar câncer em

quase todo o Japão.

• As vilas de Namie (10 quilômetros) e

lite (40 quilômetros) foram as mais afetados.

•Lá as doses de radiação chegaram de 10 a 50

milisieverts (mSv) comparada com 1 a 10 mSv em

qualquer outra parte do município e 0,1-10 mSv em

municípios vizinhos.

A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima Daichi

2º lição aprendida fundamental: consequencias não catastróficas

• O nível de referência internacionalmente aceito para

a exposição pública é uma dose efetiva anual de

cerca de 10 mSv.

• A dose de radiação de 10 mSv é igual a uma

tomografia computadorizada (TC).

• Na maioria dos países, o nível de radiação natural de

fundo é de cerca de 2-4 mSv por ano.

•O limite de dose anual para trabalhadores

controlados nucleares ou pessoal médico é de 20

mSv por ano, mas pode chegar a 50 mSv em um

ano excepcional, quando a média de cinco anos

não é superior 20 mSv por ano.

•Em emergência, o limite recomendado pela

regulamentação japoneses é de 100 mSv, mas

pode chegar a uma dose máxima acumulada de

250 mSv em situações extraordinárias.

A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima Daichi

2º lição aprendida fundamental: consequencias não catastróficas

Tchernobyl x FukushimaComparação em as áreas afetadas por contaminação

(mapas na mesma escala)

Tchernobyl x Fukushima

Um reator a água não usa grafite nem

outra forma de acumulação de grande

quantidade de energia liberável em

curto período

No pior caso, a dispersão seria em

muito menor quantidade e se limitaria

ao raio de evacuação do Plano de

Emergência

Comparações com Tchernobyl não

são tecnicamente corretas

os materiais radioativos foram

dispersos em grande quantidade e a

grandes distâncias devido ao incêndio

de centenas de toneladas de grafite

A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima DaichiImpacto sobre os custos de geração:Investimento -> custos de capital

Usina nova

novas: mínimo(base de projeto e pós-acidente considerados)

10-15 anos: muito baixo(base de projeto e pós-acidente parcial)

15-25 anos: baixo(base de projeto e pós-acidente atualizadas)

25-35 anos: médio(base de projeto e pós-acidente atualizadas?)

35-40+anos: alto(dificuldades para extensão de vida útil)

A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima Daichi

A segurança da maioria das usinas em

operação, e de todas em construção e

projeto é muito superior

As reais conseqüências ao público

•em termos de fatalidades e prejuízos à saúde,

bem como ao meio ambiente

•em termos de comprometimento do uso do solo

foram bastante limitadas

•quando comparadas às dimensões da terrível

tragédia humana, social, econômica e ambiental

causada por esse fenômeno natural

excepcionalmente severo

•e mesmo em termos absolutos

• “Acidente biológico” dos brotos de feijão” na

Alemanha: 50 mortos, + 4.000 hospitalizados

Os riscos da geração nuclear se tornaram inaceitáveis?

Angra 1 e Angra 2

Angra 3

Central Nuclear do Nordeste

Leonam Guimarães