O documento discute a transição do sistema elétrico brasileiro de um sistema predominantemente hidrelétrico para um sistema hidrotérmico, similar à transição canadense. Apresenta como o Canadá diversificou suas fontes de geração ao aumentar a participação de carvão e nuclear quando seu potencial hidrelétrico se esgotou. Argumenta que o Brasil está passando por transição semelhante e que fontes como nuclear, carvão e gás desempenharão papel crescente, permitindo maior uso da energia hidrelétrica para regula

1. 2º Seminário sobre Energia Nuclear
UERJ, Rio de Janeiro, 23 de maio de 2013

2. • Entende-se aqui como “transição hidrotérmica”:
• a expansão de um sistema elétrico interligado de grande porte,
com significativa predominância de fonte primária renovável
hídrica passa a requerer uma crescente contribuição térmica,
• seja por paulatino esgotamento do potencial econômica e
ambientalmente viável dessa fonte
• e/ou por perda de sua capacidade de autoregulação decorrente
da diminuição da capacidade de armazenagem de água nos
reservatórios em relação ao crescimento da carga do sistema.
• A experiência canadense de transição hidrotérmica
mereceria ser estudada em maior profundidade no Brasil,
• certamente traz inúmeras lições aprendidas que podem
constituir precioso auxílio à tomada de decisão de planejamento
para a expansão do sistema elétrico brasileiro
• principalmente quando se verifica que os energéticos que se
expandiram no Canadá também estão disponíveis no Brasil.

3. •
•
•
•
Brasil e Canadá são países muito diferentes na
colonização e clima.
O nível de renda do Canadá é três vezes e meia o do
Brasil, sua população é apenas 18% da brasileira e seu
território em 17% maior que nosso.
O Canadá também tem uma grande extensão de florestas,
abundância de água e um consumo energético próximo ao
nosso e semelhante na estrutura das fontes primárias.
O consumo de energia primária é 19% inferior ao brasileiro
e a geração de energia elétrica é 17% menor.

4. • Na análise do perfil de energias primárias, ficam claras as
semelhanças e diferenças que existem entre os dois países:
• Petróleo e gás natural respondem por pouco mais da metade
do consumo de energia primária, com predomínio de gás no
Canadá e do petróleo no Brasil.
• O carvão tem participação semelhante e também muito
inferior àquela verificada no resto do mundo.
• Destaca-se em especial a grande contribuição da
hidroeletricidade nos dois países.
• A maior diferença fica por conta da participação nuclear, que é
bem maior no Canadá.

5. • É na geração elétrica onde melhor se refletem as semelhanças entre
os dois países. Ambos dispõem de reservas importantes de
potencial hídrico.
• No Canadá, 70% do potencial viável já foi aproveitado e a
expansão está estacionada há décadas.
• Não dispondo de importantes reservas de carvão, como também
é o caso do Brasil, a opção canadense desde o início do século
XX foi a de aproveitar ao máximo seu potencial hídrico.
• O Brasil foi beneficiário dessa opção pela Light, empresa canadense
pioneira na implantação de energia hidrelétrica no Rio e em São
Paulo, implantando em nosso País a “cultura” da
hidroeletricidade.

6. •
As usinas hidrelétricas de Henry Borden e Ribeirão das Lajes,
construídas pela Light no início do século XX junto às
maiores cidades brasileiras de São Paulo e Rio de Janeiro,
foram alavancas para a modernização de nosso País.
• Com os canadenses aprendemos a aproveitar nosso
potencial hídrico em grande escala e construímos um
formidável parque de geração elétrica limpa, barata e
renovável.
Henry Borden
Ribeirão das Lajes

7. • A contribuição hídrica para a geração elétrica no Canadá esteve no
início da década de 60 a níveis equivalentes aos do Brasil de hoje
• Essa participação da hidroeletricidade largamente majoritária foi caindo
nas décadas de 70 e 80, estabilizando-se na década de 90 até os
dias atuais.
• Ao mesmo tempo, a participação do carvão e do nuclear no Canadá
elevou-se, sendo o restante preenchido por gás e petróleo, havendo
ainda uma pequena, mas crescente, participação de outras fontes
renováveis.
• Fica clara uma estratégia de longo prazo para diversificação de
fontes primárias de geração elétrica.

8. • O crescimento da geração térmica nuclear e a carvão
no Canadá operando na base permitiu que a geração
hídrica, com reservatórios, passasse a fazer a
regulação de demanda e da sazonalidade da oferta
das novas renováveis, com o gás atendendo aos picos
de curta duração.

9. •
No caso do Brasil, de forma similar, porém defasada no
tempo cerca de 40 anos, o decréscimo da contribuição
hídrica começa a ser perceptível a partir de 2000,
• sendo acompanhado pelo crescimento da contribuição
nuclear (entrada em operação de Angra 2), gás natural
e outras renováveis, ou seja, o sistema elétrico
brasileiro vem caminhando também no sentido da
diversificação.

10. •
Esta necessidade de diversificação para o Brasil é ainda reforçada pela
problemática viabilização de novas hidrelétricas com reservatórios com
porte suficiente para regular a sazonalidade inerente à afluência dos rios,
•
fato este ainda mais significativo quando se considera que 90% do potencial
hídrico remanescente encontra-se na região Norte, que se notabiliza por
uma relação entre a energia natural afluente máxima e mínima bastante
superior às verificadas nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste.
•
Isso implica que as novas hidrelétricas da Amazônia operarão com fatores
de capacidade inferiores ao das existentes, cuja média tem sido da ordem
de 55% e, por terem pequenos reservatórios, exigirão maior complementação
térmica para os períodos de baixa afluência.

11. •
O conjunto dos reservatórios deve permitir armazenar energia para
vários meses de funcionamento das usinas para conferir segurança de
abastecimento ao sistema.
•
Comparando o período 1996 – 2000 e o 2006 – 2011, verifica-se que o Brasil
voltou ao mesmo índice anterior à crise de 2001 (chamada de “apagão”),
de aproximadamente 5 meses de carga armazenada e uma maior oscilação
nessa reserva.
•
Entretanto, o crescimento do parque de geração térmica (nuclear, gás e óleo)
desde então tem permitido usar mais energia hídrica. Um máximo de
armazenamento pequeno torna-se tolerável do ponto de vista de
segurança de abastecimento porque temos essas térmicas.

12. • A evolução do sistema elétrico canadense nos últimos 50
anos é um exemplo da transição de um sistema hídrico para
um sistema hidrotérmico, com aumento da diversificação de
fontes primárias,
• guardando muitas similaridades com a evolução do sistema
elétrico brasileiro nos últimos anos. A complementação
térmica para o Sistema Interligado Nacional (SIN) que era de
6,26% em 2000 alcançou 15,74% em 2012.
Geração total
do SIN 2012
516.526 GWh
Fonte : ONS
∆ 2012/2011 = 4,61%

13. • Nesse mesmo período, a geração térmica mensal variou de
um mínimo de 2.000 e um máximo de 10.000 MWmédios.
• Isso demonstra que o SIN vem apresentando uma pequena, porém
crescente, necessidade de geração térmica na base de carga.
• No caso do Canadá, essa complementação térmica na base foi atendida
pelo nuclear e carvão, no Brasil, pelo nuclear, carvão e gás.
• Note-se que o “nicho de competitividade” do nuclear, e também do carvão,
está exatamente nessa parcela mínima de geração térmica na base.
• Com o inevitável crescimento dessa parcela, pode-se afirmar que, como
no Canadá, essas duas fontes tem potencial de ampliar sua contribuição
para o SIN.

14. • No Canadá, a motivação da transição hidrotérmica aparenta
ter sido o esgotamento da fonte.
• No Brasil ao final da década de 90, a motivação foi a perda
da capacidade de armazenamento em relação ao aumento
da carga do sistema,
• mas o efeito de esgotamento da fonte também se
prenuncia no horizonte do final da segunda metade da
década de 2020.

15. • A estratégia básica da transição canadense foi o crescimento da
geração térmica de base, nuclear e a carvão.
• No Brasil, a partir de 2000 verificou-se a expansão da geração
térmica de base nuclear (com Angra 2) e a gás e petróleo, inicialmente
operando com fatores de capacidade reduzidos.
• Do final dessa década de 2000 até os dias atuais, tivemos uma
expansão da geração hídrica a fio-d´água (com pequenos ou mesmo
nenhum reservatório), biomassa e eólica.
• Desde então, porém, tem-se notado uma paulatina elevação do fator
de capacidade do parque térmico nuclear e convencional, denotando
uma crescente necessidade dessa geração na base de carga.

16. Fator de Capacidade
Segundo melhor Fator de
Capacidade em 2011
Segundo melhor Fator de
Capacidade em 2012
Quarto melhor Fator de
Capacidade em 2010-2012
(por país – Fonte AIEA)

17. •
Essas circunstâncias indicam que a expansão futura do parque de geração
brasileiro teria que ser baseada num mix de:
•
•
carvão (dependendo da viabilidade das tecnologias de carvão limpo e das
possibilidades e conveniência do crescimento futuro da produção nacional e
de importações) e
•
•
gás natural (dependendo da quantidade e custos de produção do gás do
Pré-Sal e do crescimento da produção de gás convencional e de xisto
onshore),
nuclear (que não depende de futuros desenvolvimentos tecnológicos,
estando disponíveis no País significativas reservas de urânio, das maiores do
mundo).
As fontes renováveis (biomassa, eólica e também solar (dependendo dos
desenvolvimentos tecnológicos em curso), juntamente com a expansão dos
programas de eficiência energética (que crescem em importância com aumento
dos custos marginais de expansão) serão um complemento importante:
•
permitindo economizar a água dos reservatórios, o que amplia a
capacidade das hidrelétricas de fazerem regulação da demanda, conforme
se observa no Canadá atualmente.

18. •
A evolução do sistema elétrico canadense nos últimos 50 anos, de um sistema
hídrico para um sistema hidrotérmico guarda muitas similaridades com a situação do
sistema elétrico brasileiro nos últimos 15 anos.
•
A partir de um percentual de contribuição de mais de 90% em 1960, a participação da
hidroeletricidade no Canadá declinou de forma constante até 1990, quando se
estabilizou em torno de 60%.
•
•
Simultaneamente, a geração a carvão cresceu rapidamente, chegando a 20% em
1970 e depois se estabilizou em torno de 15%. Na década de 70 houve um rápido
crescimento da geração nuclear, que chegou a patamar de 20% em 1995 e depois
também se estabilizou em torno dos 15%.
Esse crescimento da geração térmica, operando na base permitiu que a geração
hídrica, com reservatórios, passasse a fazer hoje a regulação de demanda e da
sazonalidade das novas renováveis, que em 2010 representavam cerca de 3% da
geração total.
Canadá
Brasil no
futuro?
Sistema de regulação com base térmica Demanda 100, Potência Instalada 80
hídrica + 20 Térmica, Estoque Máximo 180. Para uma mesma demanda, a
necessidade de armazenamento é menor

19. Plano Decenal de Expansão PDE-2021
Expansão da oferta nuclear
ANGRA 3
1.405 MW
2016

20. Plano Decenal de Expansão PDE-2021
Expansão da oferta nuclear
4.000 trabalhadores

21. Plano Decenal de Expansão PDE-2021
Expansão da oferta nuclear
•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.

22. Plano ent o ao Cr escim ent o da DemPNE-2030
Nacional de Energia anda
At endim
Crescim
no Médio Pr azo: Plano Nacional de Ener gia 2030
Expansão da oferta nuclear
Ex pansão da Of er t a no Per íodo 2015 - 2030
( Valores em MW)
PNE 2030: Cust o Médio Com par ado
( 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
Font e: PNE 2030 / EPE- MME, Nov- 2007 / Tabelas 8.27 ( Pág.234) e 8.31 ( Pág.23 9)
2.000
MW
ENTRADA EM OPERAÇÃO:
2022 - 2030

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

24. FUTURO próximo (2022 – 2030)
Expansão da oferta nuclear

25. Leonam Guimarães