Economia & Energia
No 33: Julho-Agosto 2002  
ISSN 1518-2932

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e&e No 33

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Geração de Energia Elétrica no Horizonte 2020 Angra III
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Brasil – Energia em 2001
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Relatório Fina

Resumo Executivo

 

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Geração de Energia Elétrica no Horizonte 2020: 

Existe lugar para a Energia Nuclear? 

 Resumo Executivo

1 - Introdução

Dentre os trabalhos desenvolvidos pela
e&e, destacamos o cálculo da Matriz Energética Brasileira e o cálculo das emissões devidas ao uso de vários energéticos em diversas atividades da economia. Retomando esta linha, o presente trabalho analisa o papel das diversas fontes de energia, incluindo a  energia nuclear, na geração de energia elétrica no País em um horizonte mais amplo.

2 - Objetivo da Extensão a 2020

Este trabalho procurou fornecer subsídios para a decisão sobre a construção (ou não) da Usina Nuclear Angra III. Se a decisão for favorável, sua entrada em operação deve se dar por volta de 2009. Sua influência sobre o sistema se daria principalmente na próxima década, sendo conveniente estender a análise até 2020.

A geração de energia elétrica no horizonte 2020 deveria se inserir no quadro geral energético  brasileiro e até no mundial. Ainda não está disponível uma matriz energética brasileira que ofereça a visão estratégica sobre o horizonte energético brasileiro nos próximos vinte anos, nem sobre as perspectivas sobre a geração de energia elétrica.

Na análise preliminar aqui proposta procurou-se:

  •  Formular um cenário macroeconômico análogo ao de referência no Plano Decenal (Cenário B do Plano, com crescimento econômico médio de 4,7% ao ano);

·        Usar um cenário econômico de menor crescimento (3,3% ao ano) para analisar a energia elétrica dentro da tendência atual e para o qual se dispõe de um ensaio sobre a matriz  energética;

·        Determinar o ano em que se atingiria, nos dois cenários, um custo de energia hidráulica de 58 US$/MWh (que viabilizaria diversas alternativas) para uma hipótese inicial de:

o       Participação de 10% das térmicas convencionais na geração (similar  à maior participação histórica);

o       Participação de 16% das térmicas convencionais na geração (que seria a resultante da atual política em relação às térmicas convencionais).

·        Determinar o  espaço que haveria para térmicas adicionais ou outras alternativas no horizonte do ano de 2020, nas diversas hipóteses;

·        Determinar, ao longo do tempo, o espaço adicional para alternativas (incluindo térmicas convencionais) em relação à atual política e para os dois cenários macroeconômicos, considerando uma limitação à geração hídrica (limite econômico ou do comportamento do sistema);

·     Preparar um instrumento para análises de outras possibilidades.

 

3 – Conteúdo

Foram utilizados e desenvolvidos programas para computadores pessoais (em Visual Basic sobre base Excel) que possibilitam que as diferentes hipóteses sobre o comportamento da economia, sejam em seus aspectos macroeconômicos, sejam em seus aspectos setoriais, possam ser consideradas em forma relativamente rápida.

A parte energética utilizou o conceito de energia equivalente que permite encarar, com relativa facilidade, as substituições entre energéticos e os progressos na conservação de energia.

A construção do cenário energético, como assinalado, levou em conta os resultados setoriais e energéticos de uma “rodada” da matriz energética para um cenário análogo ao “de referência” atual.

A metodologia usada parte do comportamento histórico da razão energia equivalente/PIB verificada no Brasil e que mostra notável regularidade nos últimos 30 anos. Escolheu-se uma razão para o final do período baseada no histórico do país e na comparação do Brasil com outros países e baseando-se nos resultados de outras análises.

Analogamente, examina-se a participação histórica da energia elétrica no consumo de energia equivalente e a comparação com outros países. O resultado mostra que o Brasil já possui uma participação da eletricidade relativamente importante e quase no nível dos países desenvolvidos.

A razão energia elétrica / PIB permitiu a comparação direta entre as metodologias bem como simular a demanda usando critérios equivalentes aos do Plano Decenal. Os valores de partida já eram bastante coerentes com os do Plano Decenal, o que facilitou sua extensão.  Os crescimentos projetados do PIB, da Energia Equivalente e da Eletricidade são mostrados nas Tabelas 1 e 2 para os dois cenários considerados.

Tabela 1: Cenário de Referência e&e, variações anuais

 

1995-2000

2000-05

2005-10

2010-15

2015-20

2000-20

PIB

2,3%

2,2%

3,3%

3,9%

3,9%

3,3%

Energia Equivalente

3,6%

2,4%

3,8%

4,2%

4,2%

3,7%

Energia Elétrica

4,5%

3,2%

4,3%

4,5%

4,4%

4,1%

Tabela 2: Cenário Plano Decenal Estendido, variações anuais

 

1995-2000

2000-05

2005-10

2010-15

2015-20

2000-20

PIB

2.3%

2.8%

4.4%

4.7%

4.7%

4.2%

Energia Equivalente

3.6%

3.0%

4.9%

5.1%

5.0%

4.5%

Energia Elétrica

4.5%

3.7%

5.5%

5.4%

5.2%

4.9%

Para projetar a geração de Energia Elétrica a partir da demanda, foi necessário estimar as perdas no sistema e a participação das importações líquidas na oferta de energia elétrica. No caso da demanda no sistema integrado,  estimou-se em separado a participação dos auto-produtores. Os valores encontrados estão resumidos nas Tabelas 3 e 4.

Tabela 3: Cenário de Referência e&e Demanda Bruta

 

   TWh/ano

 

 

1995

1999

2000

2005

2010

2015

2020

Importação

35

37

44

50

53

64

79

Auto-produtores

15

18

25

29

36

45

56

Serviço Público

261

273

324

378

470

592

734

Total

311

328

393

457

560

701

869

Tabela 4: Cenário Plano Decenal Estendido Demanda Bruta

 

   TWh/ano

 

 

1995

1999

2000

2005

2010

2015

2020

Importação

35

37

44

50

53

64

79

Auto-produtores

15

18

24

30

39

51

66

Serviço Público

261

273

324

387

509

667

860

Total

311

328

393

467

602

783

1005

Os cenários foram, como se vê, bastante conservativos no que se refere a importações, que praticamente permaneceriam estacionárias na próxima década. Também não se prevê ganhos significativos no percentual de perdas.

Esse trabalho procurou manter as premissas básicas do Plano Decenal com horizonte 2010 adaptados às mudanças ocorridas na economia e em virtude da crise no abastecimento da energia elétrica.

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, julgou-se conveniente projetar o uso das três alternativas mais competitivas reveladas em análises preliminares dos custos de geração, ou seja, da competição entre as centrais hidrelétricas, térmicas convencionais e as nucleares. Diferentes participações de energéticos podem ser estudadas com a metodologia desenvolvida.

A entrada das térmicas convencionais (não nucleares), foi estudada nos dois horizontes de participação, 10% e 16%, anteriormente mencionados.

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 1,6% em 2020 no cenário do “Plano Decenal Estendido” .

Para avaliar a necessidade de capacidade de geração para atender a demanda futura, foram projetados os fatores de capacidade dos diferentes tipos de usina. Esses fatores tenderiam para 53% para as hídricas, 58% para as térmicas convencionais e 60% para as nucleares.

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

A capacidade de geração projetada é coerente com a dos planos decenais e se adapta a um menor crescimento econômico nos primeiros anos dos cenários aqui formulados (e ao já ocorrido após a formulação daqueles planos). Cada hipótese forneceu uma projeção da necessidade de novas centrais para geração de eletricidade cuja composição varia de acordo com a velocidade de penetração suposta para as térmicas. Os resultados foram comparados com as usinas planejadas.

Considerou-se a necessidade de introduzir-se uma  limitação prática para a instalação de hidrelétricas resultante da experiência de outros países que possuem, como o Brasil, um potencial hidrelétrico importante.

Foram analisados dois limites. O primeiro surge de uma análise do comportamento do sistema que estaria apontando para uma geração hídrica  da ordem de 60 GW médios (115 GW instalados). 

O segundo limite resultou de comparação de custos que mostram que um custo de cerca de 58US$/MWh na geração viabilizaria grande parte das alternativas estudadas. Foi suposta uma relação entre o custo da eletricidade de origem hídrica e a capacidade total instalada. Por essa relação, esse valor seria atingido para uma capacidade de 150 GW instalados ou uma geração de cerca de 80 GW médios anuais.

Foram estudadas as necessidades de geração adicional considerando duas políticas iniciais de participação de térmicas para as duas próximas décadas: a do máximo histórico (10%  de participação de térmicas convencionais na geração) e a que resultaria da política atual (16% de participação das térmicas na geração).

Do estabelecimento de um limite de 150 GW instalados para a geração hídrica surge a necessidade de definir  uma capacidade de geração adicional que deverá ser preenchida aumentando a participação das térmicas (convencionais ou nucleares) ou por energias alternativas.  No caso do “Plano Decenal Estendido”,  a entrada dessas centrais adicionais dar-se-ia entre 2014 e 2015. Este limite leva em conta a inércia da transição entre as centrais de origem hídrica e as de outro tipo.

Se esse limite for tomado como válido, pode-se supor que a opção sobre a política de geração de eletricidade  poderia estar dividida em dois momentos: em um primeiro, fixa-se um limite de participação desejável de térmicas convencionais 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, preferentemente nos próximos cinco anos, quando será necessário tomar uma posição quanto à complementação para a década seguinte.

Conclusões sobre a abordagem até 2020

Não existe consenso sobre o limite efetivo para a geração hídrica mas existe a quase segurança de 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 dos custos ao  término de Angra III estarem próximo aos custos marginais projetados para o fim da década. Finalmente, 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 e que possuem os meios tecnológicos e materiais para fazê-lo. 

Texto completo.

Graphic Edition/Edição Gráfica:
MAK
Editoração Eletrônic
a

Revised/Revisado:
Friday, 13 May 2011
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