Energia Nuclear no Horizonte 2020

7 - Formas de Geração de Energia Elétrica no Brasil para atender a demanda até 2020

Os planos decenais, que eram de responsabilidade da Eletrobrás, definiam ou indicavam, em um horizonte de dez anos, as usinas necessárias e o seu cronograma esperado de entrada na geração. O plano com horizonte 2010 continua sendo o de referência, muito embora seu conteúdo tenha sido superado pelas severas restrições de suprimento enfrentadas em 2001 e pelas modificações já incorridas nas expectativas de crescimento.

A necessidade de rever planos não se constitui em um fato novo e o Setor Elétrico já possui (e de certa forma continua dispondo) mecanismos adequados

para reavaliá-los. Esse trabalho procura manter as premissas básicas do Plano, tanto no que se refere ao cenário similar ao do Plano Decenal como ao chamado “de Referência”.

No caso desse estudo, interessa discutir a participação das diferentes fontes na geração de energia elétrica no Brasil, em um quadro estendido a 2020. Cabe lembrar que os cenários prováveis da próxima década já estão sendo utilizados para determinar a atual política energética em outros países. O mesmo deverá ocorrer no Brasil.

No atual contexto, interessa projetar o uso das três alternativas mais competitivas reveladas em análises preliminares do custos de geração, ou seja, da competição entre as centrais hidrelétricas, térmicas convencionais e as nucleares. [4]

Para programar a entrada das térmicas convencionais (não nucleares), pode-se optar por diferentes níveis de participação (no horizonte 2020) desse tipo de centrais.[5]

Quanto ao nuclear, pode-se notar que a introdução de Angra III (com a permanência das duas outras centrais) não chegaria a manter a atual participação do nuclear na geração, que decairia dos 4% atuais (4,8% em 2001) para 2,4% em 2020.

No Cenário “Plano Decenal Estendido” a participação nuclear decairia (partindo dos mesmos valores acima mencionados) para 1,6% em 2020.

Na Figura 9 mostra-se, como exemplo, o resultado obtido para uma participação de térmicas convencionais (não nucleares) de 16% que corresponde aos valores a serem alcançados com a implantação da política atual. Supõe-se, no exemplo, a entrada de Angra III no ano de 2009.

Figura 9: Participação da s térmicas, nuclear e hídrica (eixo à direita) na geração de eletricidade para a hipótese básica

Nesse gráfico, os valores a partir de 2001 são extrapolados. Devido à predominância da hídrica histórica e projetada, nesse e em outros exemplos, essa fonte de origem de geração de eletricidade é representada na escala (reduzida) da direita

Para avaliar a necessidade de capacidade de geração para atender a demanda futura, temos que projetar o fator de capacidade dos diferentes tipos de usina. O histórico nos mostra que no passado as térmicas foram utilizadas para complementações sazonais ou mesmo para atender a aumentos de demanda devidos à aceleração da atividade econômica, deficiência de investimentos ou variações nos índices pluviométricos anuais. Pode-se observar, na Figura 10, que perto de 1986 as térmicas foram usadas para complementar o aumento de demanda associado ao plano cruzado (e à falta de oferta), voltando a níveis inferiores a 20% até os anos recentes, onde seu uso foi incrementado para cobrir déficits de investimento na geração. Para o futuro, coerentemente com a política atual, estamos projetando um fator de capacidade médio de 58%. Logicamente, o sistema deverá se ajustar para uma melhor utilização dos recursos disponíveis, tendo-se em conta as circunstâncias de cada ano. De qualquer forma, prevê-se uma maior utilização da capacidade de geração térmica.

No segmento nuclear, observa-se a variação do uso da Angra I, cujo funcionamento inicial foi problemático. No último ano observa-se o excelente índice de utilização motivado pelo bom desempenho de Angra II. Para o futuro, foi projetado um fator de capacidade de 0,6. [6]

Figura 10: Fatores de capacidade históricos e projetados para centrais de serviço público.

Pode-se notar nos últimos anos do histórico (até 2001) e nos primeiros anos da projeção anos uma queda na utilização da capacidade de geração hídrica visando conseqüência do racionamento e visando a recuperação dos reservatórios nos anos seguintes[7]. Os valores do fator de capacidade projetados para 2020 são mostrados na Figura 10.

Dentro do quadro da demanda projetada, pode-se antever várias hipóteses de atendimento pelas três formas mencionadas e, no caso das térmicas convencionais, pelos vários energéticos disponíveis. Consideramos como hipótese básica uma entrada de térmicas convencionais para atingir uma participação na geração de eletricidade de 16% no horizonte de 20 anos. Para cada hipótese pode-se gerar uma demanda por novas usinas por tipo. No caso da nuclear, consideramos a situação com e sem Angra III. No primeiro caso a entrada em plena operação foi suposta para 2009.

9 - Capacidade de Geração de Energia Elétrica no Brasil para atender a demanda até 2020

A capacidade de geração projetada é coerente com a dos planos decenais e se adapta a um menor crescimento dos cenários aqui formulados (e ao já ocorrido após a formulação daqueles planos).

Figura 11: Projeção e valores históricos da capacidade instalada para cenário de referência.

Figura 12: Projeção e valores históricos da capacidade instalada para cenário “Plano Decenal Estendido”.

Apresenta-se, na Figura 11, a curva de crescimento de capacidade instalada obtida para o Cenário de Referência e, na Figura 12 a obtida para o cenário “Plano Decenal Estendido” comparada com a de dois Planos Decenais (propriamente ditos).

A geração de eletricidade por fonte primária projetada é mostrada no gráfico seguinte. A hipótese formulada não leva diretamente em conta as limitações do custo crescente das hidráulicas, já assinalado anteriormente nesse trabalho. Comparamos nas Figuras 13 e 14 os resultados do Cenário de Referência e do Plano Decenal Estendido.

Figura 13: Geração de eletricidade para atender demanda do cenário de referência

Figura 14: Geração de eletricidade para atender demanda do plano decenal estendido;

A Figura 15 mostra o acréscimo de potência anual resultante da elevação de participação das térmicas no ritmo previsto e a das hídricas complementares para o Cenário de Referência.

Figura 15: Necessidade de capacidade de geração adicional em cada ano para atender o aumento da demanda prevista no plano de referência comparada com a projetada no atual Plano Decenal.

Para recuperar a capacidade de abastecimento elétrico, o Plano Decenal previa um “pico” de construções de centrais nos próximos anos. Esses picos aparecem sempre que se quer remediar uma situação em que não foram realizados a tempo os investimentos necessários. No caso das térmicas ele será tanto maior quanto menor for a constante de tempo da introdução desse tipo de usina. Em nossa simulação o “pico de construção” aparece amenizado porque a demanda é inferior à projetada no Plano Decenal 2010. Uma constante de tempo de três anos introduz um pico de construção semelhante ao planejado no Plano Decenal.

Mesmo na simulação atual, a necessidade anual de instalação de térmicas nos próximos anos atingiria um nível anual três vezes superior ao que se prevê necessário nos anos seguintes.

Para o cenário Plano Decenal Estendido vemos, na Figura 16, o acréscimo de potência necessário para atender o incremento anual de demanda previsto:

Figura 16: Geração de eletricidade para atender demanda do cenário do “plano decenal estendido”.

Uma limitação prática para a instalação de hidrelétricas resulta da experiência de outros países que possuem, como o Brasil um bom potencial hidrelétrico. De acordo com estudos anteriores e em curso da e&e podemos supor capacidade de saturação da ordem de 60 GW médios. Ou seja, dentro do comportamento do sistema, outras fontes deveriam complementar as necessidades geradas pela demanda estimada, [8]

Esta propriedade do sistema mostra, como já foi demonstrado por vários exemplos históricos, uma limitação que pode ter origem em uma causa econômica. Essa limitação poderia estar relacionada com o custo crescente do MWh adicional produzido de fonte hídrica. No entanto, a análise de custos realizada nos presentes estudos de avaliação sobre Angra III[9] considera que, atingidos os 60 GW, o custo aproximado da energia adicional gerada seria de cerca de 45 US$/Mwh que seria inferior ao das fontes alternativas.

Também foi visto anteriormente que o custo de cerca de 58US$/MWh na geração viabiliza grande parte das alternativas estudadas. Isso levaria a supor que o limite detectado para o sistema é só em parte econômico. [10]

No exemplo da Figura 17 são representados os custos do MWh hidrelétrico considerando as demanda de hídrica, em um dos cenários econômicos estudados, que corresponde a uma hipótese inicial de participação de térmicas convencionais.

No presente estudo foram considerados três níveis de participação de térmicas convencionais: 10%, que corresponde ao máximo histórico, 16% (hipótese considerada básica) e aquela que seria necessária para que o custo do MWh gerado de origem hídrica não ultrapasse US$ 58.

A Figura 17 se refere ao Cenário Plano Decenal Estendido e uma participação planejada de 16% de térmica (ano onde seria atingido o limite de 58US$ MWh: 2015)

Figura 17: Geração de eletricidade, capacidade instalada e custo da energia hídrica atender demanda do cenário do “plano decenal estendido”.

Nesse cenário seria necessário que houvesse em 2020 uma participação adicional de 19% (total 35%) de térmicas (ou outra alternativa) para manter o preço abaixo do valor estipulado. Gráficos similares a esse para participações de térmicas convencionais e o Cenário de Referência podem ser vistos a seguir (Figuras 18 a 20).

Figura 18: Geração de eletricidade, capacidade instalada e custo da energia hídrica atender demanda do Cenário de Referência (com Angra III) e 10% de Térmica (Ano Limite 58 US$/MWh: 2017)

Figura 19: Geração de eletricidade, capacidade instalada e custo da energia hídrica atender demanda do Cenário de Referência (com Angra III) e 16% de Térmica (Ano Limite 58US$ MWh: 2018)

Figura 20: Gráfico relativo à geração hídrica com a participação da geração térmica (24%) necessária para que custo da energia hídrica não ultrapasse 58 US$/MWH até 2020.

Pode-se resumir os resultados na Tabela 5. Nela está indicado o ano de esgotamento da capacidade hídrica a 58US$/MWh para os dois cenários. Consideram-se as duas participações de térmicas convencionais inicialmente supostas e as que surgem da limitação imposta ao uso do potencial hídrico.

Tabela 5: Anos de custo limite para diferentes participações de Térmicas Convencionais na Geração de Eletricidade em dois cenários de crescimento Econômico.

Se esse limite for tomado como válido, pode-se supor que a opção pelas térmicas poderia estar dividida em dois momentos: em um primeiro, fixa-se um limite de participação desejável e, em um segundo, é estabelecida a demanda complementar com térmicas ou outra opção disponível.

Esse procedimento na análise pode, aliás, coincidir com a decisão política real: em um primeiro momento, optou-se por uma participação de térmicas para o horizonte dos próximos anos e antes do final desta década será necessário tomar uma posição quanto à complementação para a década seguinte.

Figura 21: Demanda de eletricidade para plano decenal estendido supondo uma participação de térmicas projetada para atingir 16% da geração. Indica-se a necessidade de geração adicional a definir.

Os gráficos das Figuras 21 e 22 indicam, para o Cenário Decenal Estendido, o atendimento histórico e projetado da demanda correspondente a uma decisão inicial de se instalar 16% de térmicas (coerente com a política atual) e de atender a demanda complementar à hídrica com um tipo de usina a definir, na medida que se esgote a opção por hídrica. O limite considerado é o que faz tender a geração hídrica para 60 GW.ano de média anual.

No gráfico da Figura 22 indica-se a participação percentual das usinas hídricas, térmicas convencionais, nucleares e as “a definir” para o cenário “Decenal Estendido”.

Figura 22: Fração da demanda de eletricidade para plano decenal estendido indicando-se a necessidade de energia adicional com limitação para hídrica de 60 GW anuais médios, de térmicas convencionais em 16% e de nuclear restrito a Angra III,

Não existe consenso sobre a limite efetivo para a geração hídrica mas existe a quase segurança que a capacidade instalada total já o terá superado no início da segunda década do presente século. A decisão da participação nuclear, em qualquer dos cenários estudados, deve ser tomada nos próximos 5 a 10 anos. Estudos sobre a eventual participação nuclear na matriz energética brasileira já se fazem necessários.

Uma criteriosa análise da demanda em diferentes cenários, uma análise das reservas conhecidas e prováveis de energéticos no País e na região, uma prospecção tecnológica sobre a evolução do processo de geração e uma análise estratégica sobre o abastecimento de eletricidade deverão ser efetivadas nos próximos anos. Enquanto essa análise não se completa parece prudente conservar a opção nuclear aberta no caso do término de Angra III estar próximo aos custos marginais projetados para o fim da década. É bom destacar que a opção nuclear continua sendo a opção preponderante em países que se encontram na necessidade de incrementar sua produção de eletricidade (China, Coréia e Japão) e que possuem os meios tecnológicos e materiais para fazê-lo.

[1] O trabalho está exposto, em suas linhas gerais, no Resumo Executivo e no texto integral do Relatório Final apresentados ao Ministério de Ciência e Tecnologia no final de 2001.

[2] No programa pode-se escolher a constante de tempo.

[3] O programa permite fazer simulações relativas a estes três fatores. A entrada de dados se dá em uma tabela como a mostrada no Anexo 2 onde os dados alterados são os relativos às participações em 2020. Também é introduzida uma constante de tempo, relacionada à mudança do parâmetro, para cada uma das variáveis projetadas.

[4] O programa permite optar por diferentes participações desses tipos de centrais. No que se refere às nucleares, apenas estuda-se a influência de Angra III no cenário estudado, muito embora outras hipóteses possam ser consideradas pelo programa.

[5] O programa também permite atuar sobre a velocidade de implantação desse tipo de centrais. Hipóteses “ad hoc” podem também ser formuladas. A subdivisão por energético usado na geração também é estudada mas não interessa especificamente a esse trabalho

[6] O programa permite, com facilidade, testar outras hipóteses.

[7] Os parâmetros que ajustam essa transição podem ser escolhidos no programa. No caso, procurou-se seguir uma curva semelhante à prevista nos estudos do Plano Decenal para a possibilidade de um contingenciamento. O programa permite introduzir os valores do fator de capacidade que se deseja considerar para o futuro. Os valores de equilíbrio supostos foram de um fator de capacidade de 0,53 para as hídricas, de 0,58 para térmicas convencionais e 0,60 para as nucleares. Também foram escolhidas constantes de tempo de 2 anos para as hídricas e de 3 anos para a mudança no fator de capacidade, no caso do nuclear, foi simplesmente suposto que o fator passaria a vigorar a partir de 2002.

[8] Existe ainda a possibilidade de que o País encontre um limite de demanda relacionado com outros fatores de ordem econômica e social. Dentro dos casos conhecidos, entretanto, não existe país nenhum cuja capacidade de gerar eletricidade tenha sido contida por seu potencial hídrico. O programa permite estudar outros limites para a geração hídrica.

[9] Minuta de Relatório.

[10] Deve-se considerar ainda, por um lado, as outras restrições (ambientais e sociais) à expansão da base hídrica e os custos de transmissão também crescentes e, pelo outro, o potencial de pequenas centrais que poderiam se viabilizar com o maior custo.