1. DESAFIOS E ACEITAÇÃO DA ENERGIA
NUCLEAR E DA GERAÇÃO TERMELÉTRICA
Rio de Janeiro, 23 de outubro de 2012

2. Há que considerar 4 escalas de tempo
1. HOJE (2002 – 2011)
– Gestão segura do SIN num cenário de geração
de 2.000 MWmédios térmicos na base e mais
8.000 MWmédios térmicos complementares
2. AMANHÃ (2012 – 2021)
– Manter a expansão da oferta num cenário de
novos aproveitamentos hidrelétricos a fio d
´água e crescente geração eólica e biomassa
3. FUTURO PRÓXIMO (2022 – 2030)
– Manter a expansão da oferta num cenário em
que se soma um potencial hidrelétrico em vias
de esgotamento
4. FUTURO DISTANTE (2031 – 2060)

3. HOJE (2002 – 2011)
Energia elétrica no Brasil
Sistema Interligado Nacional Carvão Óleo Biomassa
ano base 2011 Gás 1,15% 0,96% 0,77%
2,38% Eólica
Nuclear
0,38%
3,17%
Num mundo dominado
por 82% de energia térmica:
67% fóssil
15 % nuclear
Um sistema elétrico único:
91% de energia hídrica
Hidráulica
limpa, barata e renovável
91,19%

4. 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

5. HOJE (2002 – 2011)
Sazonalidade da oferta hídrica

6. A CRISE DE 2001
Perda da capacidade de regulação plurianual

7. A CRISE DE 2001
Não disponibilidade de complementação térmica
180 100%
Operação do Sistema - SE/CO (parte hidráulica)
160 90%
% Armazenado 80%
% Armazenado
140
120
Apagão 70%
GW mês
60%
100
Armazenado 50%
80
Produzido 40%
60
30%
40
20%
20 10%
Afluência
0 0%
jan/99 jan/00 jan/01 jan/02 jan/03 jan/04 jan/05 jan/06
Um “Porto de Destino” para o Sistema Elétrico Brasileiro
disponível em http://ecen.com

8. HOJE (2002 – 2011)
Gestão segura de um sistema hidrotérmico
Tomada de decisão por modelos de previsão baseados em séries temporais longas
que inexistem para as “novas renováveis”, tornando o processo mais incerto na medida
que essas novas renováveis crescem na matriz elétrica

9. HOJE (2002 – 2011)
Gestão segura de um sistema hidrotérmico MAX
MIN
8,5%
55.000 Hidraúlica Term. Total % de Térmicas 10,9%
4.751
11,3% 6,6%
5.932
7,1%
50.000
3.339
8,1% 3.533 5.757
11,3% 7,5%
3.867
45.000
3.449
7,8% 5.100
9,0%
40.000 3.275
3.575
51.417
35.000
48.290
47.327
46.362
45.279
43.639
42.277
40.066
30.000
38.465
35.995
25.000
20.000
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011

10. HOJE (2002 – 2011)
Gestão segura de um sistema hidrotérmico MAX
MIN
1.787,59
Hidraúlica Term. Convencional Térmica Nuclear 1.657,05
55.000
2.963,86
1.598,61 1.479,13
1.406,90
4.274,81
50.000
1.568,90 1.860,34
2.126,02 4.158,09
1.321,86 1.124,07
45.000 2.298,29
2.324,86
1.524,89
3.778,59
1.583,40
40.000
1.750,26
51.417
1.991,14
48.290
47.327
35.000
46.362
45.279
43.639
42.277
40.066
38.465
30.000
35.995
25.000
20.000
2002
2003
2004
2005
2007
2008
2009
2010
2011
2006

11. HOJE (2002 – 2011)
Gestão segura de um sistema hidrotérmico
60.000,00
58.000,00 Hidráulica Term. Convencional Term. Nuclear
56.000,00
54.000,00 Máxima geração
térmica no
período:
52.000,00
9.442 MW méd
(setembro 2010)
50.000,00
Mínima geração
térmica no
48.000,00 período:
2.015 MW méd
(agosto 2009)
46.000,00
44.000,00
42.000,00
40.000,00
Abr
Ago
Ago
Abr
Ago
Abr
Ago
Ago
Fev
Fev
Abr
Nov
Nov
Fev
Abr
Nov
Nov
Fev
Nov
Fev
Jul
Jul
Jul
Jan
Mai
Jun
Out
Jan
Jun
Jan
Mai
Jul
Out
Jan
Mai
Jun
Jul
Out
Jan
Jun
Set
Dez
Mar
Mai
Set
Out
Dez
Jun
Set
Dez
Set
Dez
Mar
Mai
Set
Out
Dez
Mar
Mar
Mar
2007 2008 2009 2010 2011

12. HOJE (2002 – 2011)
Efeito da regulação hidrotérmica
•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”
Mais reservatórios ou critérios mais coerentes?, Roberto Pereira D´Araujo
http://www.ilumina.org.br/zpublisher/materias/Estudos_Especiais.asp?id=19893

13. HOJE (2002 – 2011)
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
Mais reservatórios ou critérios mais coerentes?, Roberto Pereira D´Araujo
http://www.ilumina.org.br/zpublisher/materias/Estudos_Especiais.asp?id=19893

14. HOJE (2002 – 2011)
Gestão segura de um sistema hidrotérmico
Mínima térmica mensal: 2.015 MWméd (AGO2009)
Máxima térmica mensal: 9.442 MWméd (SET2010) } FORTE VARIAÇÃO DO FC:
OTIMIZAÇÃO DA OFERTA
DISPONIBILIDADE
+ COMBUSTÍVEL } CUSTOS DAS OPÇÕES TÉRMICAS
leilão de A-5 (2005)

15. HOJE (2002 – 2011)
Operação de Angra 1 e Angra 2
GERAÇÃO ACUMULADA ATÉ 2011: 182.450.141 MWh
RECORDE DE PRODUÇÃO EM 2011: 14,4 TWh*
*recorde de Itaipu: 94 TWh
Fatores de disponibilidade Cumulativo 1997-2011
Angra 1: 78,75%
100,00
ANGRA 1 Angra 2: 88,03%
95,00
ANGRA 2
90,00
85,00
80,00
75,00
70,00
65,00
19971998199920002001
20022003 ANGRA 2
20042005 ANGRA 1
2006 2007 2008
2009

16. RANKING DA AGÊNCIA
INTERNACIONAL DE
ENERGIA ATÔMICA
ANGRA 3
Potência: 1.405 MW
Tecnologia: Siemens/KU
Operação: 2015
RECORDE DE PRODUÇÃO EM 2011: 14,4 TWh*
*recorde de Itaipu: 94 TWh
ANGRA 1
Potência: 640 MW
Tecnologia:
Westinghouse
Operação: Jan/1985
ANGRA 2
Potência: 1.350 MW
Tecnologia:
Siemens/KWU
Operação: Jan/2001

17. HOJE (2002 – 2011)
Gestão segura de um sistema hidrotérmico
Capacidade nuclear instalada: 2.007 MW Geração nuclear mensal média: 1.667 MWmed
MÍNIMA GERAÇÃO TÉRMICA 2002 - 2010 2.015 MWmed
MW
Geração térmica mensal no SIN: •Sem Angra 1 e Angra 2
máximos e mínimos anuais
médios
•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)

18. VALE(RIA) A PENA TER MAIS?
1. HOJE (2002 – 2011)
– Gestão segura do SIN num cenário de geração de 2.000
MWmédios térmicos na base e mais 8.000 MWmédios
térmicos complementares
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
SIM Geração térmica
mensal no SIN:
máximos e mínim
os anuais
Atenderia a pequena
parcela de geração
térmica de base que o
sistema tem requerido a
mínimo custo e sem GEE
“nicho” nuclear

19. HOJE (2002 – 2011) no mundo
Usinas Nucleares em
operação:
quadro atual (ao final de 2011)

20. HOJE (2002 – 2011) no mundo
Usinas Nucleares em
construção:
quadro atual (ao final de 2011)
+ 2 em 2012

21. AMANHÃ (2012 – 2021)
Expansão da oferta hídrica
90% do potencial está na Amazônia
maior parte de médio e pequeno porte
RESTRIÇÕES:
• distância
• topografia
• max/min ENA
• uso do solo
• reservatórios
• transmissão
Mapa ilustrativo
Fonte: MMA (fev/05)

22. AMANHÃ (2012 – 2021)
Expansão da oferta hídrica

23. AMANHÃ (2012 – 2021)
Perda da capacidade de armazenamento
Contínua perda de auto-regulação requerendo
aumento nas parcelas térmicas de base e de complementação

24. AMANHÃ (2012 – 2021)
Evolução do armazenamento hídrico

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

26. AMANHÃ (2012 – 2021)
Expansão da oferta eólica, solar e de biomassa
Não possuem auto-regulação, requerendo complementação
térmica numa dinâmica mais rápida que a hídrica
+ REGULAÇÃO TÉRMICA

27. AMANHÃ (2012 – 2021)
Expansão da oferta nuclear
ANGRA 3
1.405 MW
2016

28. AMANHÃ (2012 – 2021)
Expansão da oferta nuclear
ANGRA 3 hoje 4.000 trabalhadores

29. 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.

30. 2. AMANHÃ (2012 – 2021)
– Manter a expansão da oferta num cenário de
novos aproveitamentos hidrelétricos a fio d
´água e crescente geração eólica e biomassa
Geração termelétrica esperada
SIM
para Angra 3
manter atendimento à
parcela de geração
térmica de base que o
sistema irá requerer a
mínimo custo e sem GEE

31. AMANHÃ (2011 – 2020) no
Mundo
www.eiu.com

32. INDÚSTRIA NUCLEAR SE RECUPERA
APÓS FUKUSHIMA
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
Bélgica, Itália e Alemanha abrigam em seu
território mais de 100 armas nucleares.
Nem se discute abandoná-las ...
Passado um ano, 44 países,
18 sem usinas hoje,
planejam construir 540
novas usinas

33. FUTURO próximo (2022 – 2030)
Perspectivas de expansão bastante limitadas após 2030

34. FUTURO próximo (2022 – 2030)
Perspectivas de expansão bastante limitadas após 2030

35. FUTURO próximo (2022 – 2030)

36. FUTURO próximo (2022 – 2030)

37. FUTURO próximo (2022 – 2030)
At endim ent ooferta nuclear o da Dem anda
Expansão da ao Cr escim ent
Crescim
no Médio Pr azo: Plano Nacional de Ener gia 2030
Ex pansão da Of er t a no Per íodo 2015 - 2030 PNE 2030: Cust o Médio Com par ado
( Valores em MW) ( PNE 2030: Fig.8.24 / Pág.226)
Intervalo de variação do custo
das fontes Não-Hidráulicas
Cust o de Geração
Hidr elét ri ca em f un ção
do pot encial a apr oveit ar .
1) Nordeste
2.000 MW
2) Sudeste
2.000
Font e: PNE 2030 / EPE- MME, Nov- 2007 / Tabelas 8.27 ( Pág.234) e 8.31 ( Pág.23 9)
MW
ENTRADA EM OPERAÇÃO:
2022 - 2030

38. FUTURO próximo (2022 – 2030)
Expansão da oferta nuclear
RIGOROSOS CRITÉRIOS DE SELEÇÃO BASEADOS
EM MODERNAS TÉCNICAS DE GEOPROCESSAMENTO
ATLAS DO POTENCIAL NUCLEAR
NORDESTE SUDESTE

39. 3. FUTURO próximo (2022 – 2030)
– Manter a expansão da oferta num cenário em
que se soma um potencial hidrelétrico em vias
de esgotamento
SIM
Atender à crescente de
geração térmica de base
que o sistema irá requerer
a mínimo custo e sem
gerar GEE

40. Futuro próximo (2035) no Mundo

41. FUTURO distante (2030 – 2060)
Parcela técnica, ambiental e economicamente viável ​
a ser desenvolvida: 150/180 GW do total de 260 GW
dro

42. FUTURO distante (2030 – 2060)
Consumo Per
Capta
Thw/h – Ano
kwh/ano/hab
Ano 2040
1700
7.700
França
Ano 2030
1213 5560
5.600 5560
MWmed
MWmed
Grécia por ano
por ano
Ano 2021 774
3.700 4850
4850
Hungri MWmed
MWmed
a 500 por ano
por ano
3074
3074
Ano 2012 MWmed
MWmed
2.400 por ano
por ano
2012 2021 2025 2030 2040
Anos

43. 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

44. ACIDENTE DE FUKUSHIMA DAIICHI
5 de julho de 2012
14 atingidas
4 acidentadas
Causas básicas
• tecnologia: BWR x PWR
• localização: cota de implantação
• gestão da crise: falhas humanas e organizacionais

45. ACIDENTE DE FUKUSHIMA DAIICHI
Angra 2
PWR
Fukushima Daí-ichi
BWR

46. ACIDENTE DE FUKUSHIMA DAIICHI
COTA EM
RELAÇÃO
AO NÍVEL DO MAR
MUITO BAIXA
PARA O LOCAL
mesma altura de onda
não causou danos em
outras usinas
nucleares afetadas

47. A catástrofe natural no Japão
Acidente nuclear na Central Fukushima Daichi
1º lição aprendida fundamental: acidentes severos acontecem
Verificação das Definição de Medidas
Bases de Projeto para Mitigação de
para Eventos Externos Acidentes Severos
assegurar a disponibilidade dotar as usinas de recursos
dos sistemas de segurança para controlar acidentes que
diante de cenários de eventos excedam as condições
externos extremos postulados postuladas

48. A catástrofe natural no Japão
Acidente nuclear na Central Fukushima Daichi
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

49. A catástrofe natural no Japão
Acidente nuclear na Central Fukushima Daichi
2º lição aprendida fundamental: consequencias não catastróficas
Tchernobyl x Fukushima
Comparação em as áreas afetadas por contaminação
(mapas na mesma escala)

50. A catástrofe natural no Japão
Acidente nuclear na Central Fukushima Daichi
2º lição aprendida fundamental: consequencias não catastróficas

51. A catástrofe natural no Japão
Acidente nuclear na Central Fukushima Daichi
Os riscos da geração nuclear se tornaram inaceitáveis?
gra 2 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
lear do Nordeste
Alemanha: 50 mortos, + 4.000 hospitalizados

52. Leonam Guimarães