2º Seminário sobre Energia Nuclear
UERJ, Rio de Janeiro, 23 de maio de 2013
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• Na análise do perfil de energias primárias, ficam claras as
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• No Canadá, a motivação da transição hidrotérmica aparenta
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Plano Decenal de Expansão PDE-2021

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Plano Decenal de Expansão PDE-2021

Expansão da oferta nuclear

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Plano Decenal de Expansão PDE-2021

Expansão da oferta nuclear

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Transição hidrotérmica: Canadá x Brasil

  1. 1. 2º Seminário sobre Energia Nuclear UERJ, Rio de Janeiro, 23 de maio de 2013
  2. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 19. Plano Decenal de Expansão PDE-2021 Expansão da oferta nuclear ANGRA 3 1.405 MW 2016
  20. 20. Plano Decenal de Expansão PDE-2021 Expansão da oferta nuclear 4.000 trabalhadores
  21. 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. 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. 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. 24. FUTURO próximo (2022 – 2030) Expansão da oferta nuclear
  25. 25. Leonam Guimarães

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