XIV CBE - MESA 4 - Leonan dos Santos - 24 outubro 2012

Rio de Janeiro, 23 de outubro de 2012

DESAFIOS E ACEITAÇÃO DA ENERGIA DESAFIOS E ACEITAÇÃO DA ENERGIA NUCLEAR E DA GERAÇÃO TERMELÉTRICANUCLEAR E DA GERAÇÃO TERMELÉTRICA

1.1. HOJE (2002 – 2011)HOJE (2002 – 2011)– Gestão segura do SIN num cenário de geração Gestão segura do SIN num cenário de geração

de 2.000 MWmédios térmicos na base e mais de 2.000 MWmédios térmicos na base e mais 8.000 MWmédios térmicos complementares8.000 MWmédios térmicos complementares

Há que considerar 4 escalas de tempo

2.2. AMANHÃ (2012 – 2021)AMANHÃ (2012 – 2021)– Manter a expansão da oferta num cenário de Manter a expansão da oferta num cenário de

novos aproveitamentos hidrelétricos a fio dnovos aproveitamentos hidrelétricos a fio d´água e crescente geração eólica e biomassa ´água e crescente geração eólica e biomassa

3.3. FUTURO PRÓXIMO (2022 – 2030)FUTURO PRÓXIMO (2022 – 2030)– Manter a expansão da oferta num cenário em Manter a expansão da oferta num cenário em

que se soma um potencial hidrelétrico em vias que se soma um potencial hidrelétrico em vias de esgotamentode esgotamento

4. FUTURO DISTANTE (2031 – 2060)4. FUTURO DISTANTE (2031 – 2060)

HOJE (2002 – 2011)Energia elétrica no BrasilSistema Interligado Nacionalano base 2011

Eólica0,38%

Hidráulica 91,19%

Gás2,38%

Carvão1,15%

Óleo0,96%

Biomassa0,77%

Nuclear3,17%

Num mundo dominadopor 82% de energia térmica:67% fóssil15 % nuclear

Um sistema elétrico único:

91% de energia hídricalimpa, barata e renovável

HOJE (2002 – 2011)Sazonalidade da oferta hídrica

•Norte, Nordeste e Sudeste/CO: praticamente “em fase”

•Relação Máxima/Mínima ENA: Norte 3 x maior que Sudeste/CO

HOJE (2002 – 2011)Sazonalidade da oferta hídrica

A CRISE DE 2001Perda da capacidade de regulação plurianual

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

zen

ad

o% Armazenado% Armazenado

ArmazenadoArmazenado

Afluência

Produzido

ApagãoApagão

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)

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

Tomada de decisão por modelos de previsão baseados em séries temporais longasque inexistem para as “novas renováveis”, tornando o processo mais incerto na medida que essas novas renováveis crescem na matriz elétrica


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 5.7573.339

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

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Hidraúlica Term. Total % de Térmicas

MAX

MIN


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

171.991,14

1.750,26

3.778,59

2.324,862.298,29

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

Jan

Fev

Mar

Ab

rM

aiJu

nJu

lA

go

Set

Ou

tN

ov

Dez

Jan

Fev

Mar

Ab

rM

aiJu

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Set

Ou

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Dez

Jan

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Set

Ou

tN

ov

Dez

Jan

Fev

Mar

Ab

rM

aiJu

nJu

lA

go

Set

Ou

tN

ov

Dez

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 hidrotérmicoHOJE (2002 – 2011)

•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 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 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, o crescente uso da reserva, pois nesse caso, o declínio da segunda curva seria mais atenuado, mostrando uma preservação da reserva”mostrando uma preservação da reserva”

Efeito da regulação hidrotérmica

Mais reservatórios ou critérios mais coerentes?, Roberto Pereira D´Araujo

http://www.ilumina.org.br/zpublisher/materias/Estudos_Especiais.asp?id=19893

HOJE (2002 – 2011)

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

Efeito da regulação hidrotérmica

Mais reservatórios ou critérios mais coerentes?, Roberto Pereira D´Araujo

http://www.ilumina.org.br/zpublisher/materias/Estudos_Especiais.asp?id=19893

HOJE (2002 – 2011)


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 PRODUÇÃO EM 2011: 14,4 TWh*

*recorde de Itaipu: 94 TWh*recorde de Itaipu: 94 TWh

Angra 1: 78,75%Angra 1: 78,75%

Angra 2: 88,03%Angra 2: 88,03%

Cumulativo 1997-2011Cumulativo 1997-2011Fatores de disponibilidadeFatores de disponibilidade

1997199819992000200120022003200420052006200720082009

ANGRA 1ANGRA 2

65,00

70,00

75,00

80,00

85,00

90,00

95,00

100,00ANGRA 1

ANGRA 2

RANKING DA AGÊNCIA RANKING DA AGÊNCIA INTERNACIONAL DE INTERNACIONAL DE ENERGIA ATÔMICAENERGIA ATÔMICA

ANGRA 2

Potência: 1.350 MWTecnologia: Siemens/KWU Operação: Jan/2001

ANGRA 1

Potência: 640 MWTecnologia:

Westinghouse Operação: Jan/1985

ANGRA 3

Potência: 1.405 MWTecnologia: Siemens/KU

Operação: 2015

RECORDE DE PRODUÇÃO EM 2011: 14,4 TWh*RECORDE DE PRODUÇÃO EM 2011: 14,4 TWh**recorde de Itaipu: 94 TWh*recorde de Itaipu: 94 TWh


Geração térmica mensal no SIN:máximos e mínimos anuaisMW

médios

Capacidade nuclear instalada: 2.007 MW Geração nuclear mensal média: 1.667 MWmedMÍNIMA GERAÇÃO TÉRMICA 2002 - 2010 2.015 MWmed

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

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

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

Capacidade nuclear instalada: 2.007 MW Geração nuclear mensal média: 1.667 MWmedMÍNIMA GERAÇÃO TÉRMICA 2002 – 2010 2.015 MWmedSE JÁ HOUVESSE ANGRA 3 3.412 MW 2.778 MWmed

1.1. HOJE (2002 – 2011)HOJE (2002 – 2011)– Gestão segura do SIN num cenário de geração de 2.000 Gestão segura do SIN num cenário de geração de 2.000

MWmédios térmicos na base e mais 8.000 MWmédios MWmédios térmicos na base e mais 8.000 MWmédios térmicos complementarestérmicos complementares

VALE(RIA) A PENA TER MAIS?

SIMAtenderia a pequena parcela de geração

térmica de base que o sistema tem requerido a mínimo custo e sem GEE

Geração térmica mensal no SIN:máximos e mínimos anuais

““nicho” nuclearnicho” 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+ 2 em 2012

HOJE (2002 – 2011) no mundo

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta hídrica

Mapa ilustrativoFonte: MMA (fev/05)

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

RESTRIÇÕES:• distância • topografia• max/min ENA• uso do solo

• reservatórios• transmissão

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta hídrica

AMANHÃ (2012 – 2021)Perda da capacidade de armazenamento

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

AMANHÃ (2012 – 2021)Evolução do armazenamento hídrico

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta eólica, solar e de biomassa

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta eólica, solar e de biomassa

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

+ REGULAÇÃO TÉRMICA+ REGULAÇÃO TÉRMICA

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta nuclear

ANGRA 31.405 MW

2016

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta nuclear

ANGRA 3 hoje 4.000 trabalhadores4.000 trabalhadores

AMANHÃ (2012 – 2021)Expansão da oferta nuclear (após 2021)

•O fato da expansão do parque gerador com usinas nucleares ter

ficado restrita à usina de Angra 3 deve-se basicamente aos prazos

necessários para a implantação de novas centrais.•Estes prazos são da ordem de dez anos, contados a partir da definição

do sítio para localização da central nuclear e da decisão para o início

das medidas efetivas para a sua implantação.

•Ressalta-se que estão em desenvolvimento estudos para seleção de

sítios propícios à implantação de centrais nucleares nas regiões

Sudeste/Centro-Oeste, Sul e Nordeste.

•Assim, considerando o tempo de maturação de um projeto nuclear,

a data provável para a participação efetiva desta fonte na expansão

do sistema de geração ultrapassa o horizonte deste Plano.•No entanto, o acompanhamento do desenvolvimento de novos projetos

e da implantação de novas usinas ao redor do mundo, com perspectivas

de avanços tecnológicos que levem à redução de prazos e de custos de

implantação, devem prosseguir de modo que esta fonte possa vir a ser

considerada em planos indicativos futuros.

SIMpara Angra 3

manter atendimento à parcela de geração

térmica de base que o sistema irá requerer a

mínimo custo e sem GEE

2.2. AMANHÃ (2012 – 2021)AMANHÃ (2012 – 2021)– Manter a expansão da oferta num cenário de Manter a expansão da oferta num cenário de

novos aproveitamentos hidrelétricos a fio dnovos aproveitamentos hidrelétricos a fio d´água e crescente geração eólica e biomassa ´água e crescente geração eólica e biomassa

Geração termelétrica esperada

AMANHÃ (2011 – 2020) no MundoAMANHÃ (2011 – 2020) no Mundo

www.eiu.com

INDÚSTRIA NUCLEAR SE RECUPERAINDÚSTRIA NUCLEAR SE RECUPERAAPÓS FUKUSHIMAAPÓS FUKUSHIMA

Passado um ano, 44 países, Passado um ano, 44 países, 18 sem usinas hoje, 18 sem usinas hoje,

planejam construir 540 planejam construir 540 novas usinasnovas usinas

Na seqüência do acidente,Na seqüência do acidente,BélgicaBélgica ee SuíçaSuíça passaram a passaram a considerar o abandono da geração considerar o abandono da geração nuclearnuclear

ItáliaItália ee AlemanhaAlemanha que já tinham que já tinham tomado essa decisão (1986, 2001), a tomado essa decisão (1986, 2001), a reafirmaramreafirmaram

Posição do Posição do JapãoJapão ainda incerta ainda incerta

Bélgica, Itália e Alemanha abrigam em seu Bélgica, Itália e Alemanha abrigam em seu território mais de 100 armas nucleares.território mais de 100 armas nucleares.Nem se discute abandoná-las ...Nem se discute abandoná-las ...

FUTURO próximo (2022 – 2030)

Perspectivas de expansão bastante limitadas após 2030

FUTURO próximo (2022 – 2030)

FUTURO próximo (2022 – 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 custodas fontes Não-Hidráulicas

Custo de Geração Hidrelétrica em funçãodo potencial a aproveitar.

2) Sudeste 2.000

MW

1) Nordeste

2.000 MW

Expansão da oferta nuclear

ENTRADA EM OPERAÇÃO:ENTRADA EM OPERAÇÃO:2022 - 20302022 - 2030

FUTURO próximo (2022 – 2030)Expansão da oferta nuclear

NORDESTE NORDESTE SUDESTE SUDESTE

RIGOROSOS CRITÉRIOS DE SELEÇÃO BASEADOSRIGOROSOS CRITÉRIOS DE SELEÇÃO BASEADOSEM MODERNAS TÉCNICAS DE GEOPROCESSAMENTOEM MODERNAS TÉCNICAS DE GEOPROCESSAMENTO

ATLAS DO POTENCIAL NUCLEARATLAS DO POTENCIAL NUCLEAR

SIMAtender à crescente de

geração térmica de base que o sistema irá requerer

a mínimo custo e sem gerar GEE

3.3. FUTURO próximo (2022 – 2030)FUTURO próximo (2022 – 2030)– Manter a expansão da oferta num cenário em Manter a expansão da oferta num cenário em

que se soma um potencial hidrelétrico em vias que se soma um potencial hidrelétrico em vias de esgotamentode esgotamento

Futuro próximo (2035) no MundoFuturo 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)

Thw/h – Ano

Anos

500

2040

Ano 20122.400

Ano 2040 7.700

2012 2021

1213

3074 MWmed por ano

3074 MWmed por ano

2030

774

1700

Ano 20305.600

Ano 20213.700

Hungria

França

Grécia

Consumo Per Capta

kwh/ano/hab

4850 MWmed por ano

4850 MWmed por ano

5560 MWmed por ano

5560 MWmed por ano

2025

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

ACIDENTE DE FUKUSHIMA DAIICHIACIDENTE DE FUKUSHIMA DAIICHI

14 atingidas

4 acidentadas

Causas básicas• tecnologia: BWR x PWR• localização: cota de implantação• gestão da crise: falhas humanas e organizacionais

5 de julho de 20125 de julho de 2012

PWRPWR

BWRBWR

Fukushima Daí-ichi

Angra 2


COTA EM RELAÇÃO

AO NÍVEL DO MARMUITO BAIXA

PARA O LOCAL

mesma altura de onda não causou danos em

outras usinas nucleares afetadas


A catástrofe natural no JapãoAcidente nuclear na Central Fukushima Daichi

Verificação dasBases de Projeto

para Eventos Externos

Definição de Medidaspara Mitigação deAcidentes 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


2º lição aprendida fundamental: consequencias não catastróficas

As doses de radiação estão abaixo dos níveis internacionais de referência

• os maiores níveis de radiação causados pelo acidente nuclear ficaram abaixo dos níveis com potencial de causar câncer

• 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.•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



Tchernobyl x FukushimaComparação em as áreas afetadas por contaminação

(mapas na mesma escala)


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 hospitalizados50 mortos, + 4.000 hospitalizados

Os riscos da geração nuclear se tornaram inaceitáveis?

Angra 1 e Angra 2

Angra 3

Central Nuclear do Nordeste

Leonam GuimarãesLeonam Guimarães

XIV CBE - MESA 4 - Leonan dos Santos - 24 outubro 2012

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