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elefanteElefante brancoOs verdadeirOs custOs da energia nuclear
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elefante
1 Introdução
1.1 Premissas e resultados do estudo de caso sobre a viabilidade econômica de Angra
2 Viabilidade econômica de Angra 3 – Estudo de caso realizado pela Universidade de São Paulo
I. Principais custos vinculados a Angra 3
I.1. Avanço físico na construção de Angra 3
I.2.Custos de investimento e operação de Angra 3
I.2.1. Custos de construção
I.2.2. Formação da tarifa de Angra 3
I.3. Análise e modelo financeiro
II. Comparativo com estudo Eletrobrás
II.1. Custos de contrução
II.2. Custos de operação comercial
III. Conclusões do estudo de caso
3 Os verdadeiros custos de Angra 3
3.1 Contabilizando o que não foi orçado
O caso de Angra 3
3.2. Impactos econômicos da energia nuclear: atrasos e os orçamentos estourados
4 Conclusão
Anexos: Panorama mundial
Histórico da energia nuclear no Brasil
Bibliografia e referências
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Índice
Redação e ediçãoColaboração
Revisão TécnicaEdição de arte
Projeto gráfico e ilustraçõesImpressão
Tiragem
Beatriz Carvalho e Rebeca Lerer Luis Piva e Sérgio LeitãoMarcelo Furtado e Ricardo BaiteloCaroline DonattiHay ComunicaçãoVisão Gráfica e Editora1.000 exemplares
Elefante branco Os verdadeiros custos da energia nuclear
expediente
Equipe técnica Miguel Edgar Morales Udaeta - IEE/USP e GEPEA/EPUSPJonathas Luiz de Oliveira Bernal - IEE/USPPaulo Hélio Kanayama - GEPEA/EPUSPTatiana Magalhães Gerosa - IEE/USP
Estudo de caso da USP
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O Programa Nuclear Brasileiro (PNB) nasceu na década de 1960, quando os militares mandavam no país e busca-vam ganhar competitividade na corrida atômica mundial sob o pretexto da ge-ração elétrica. Desde a concepção do PNB, no entanto, governos ditatoriais e democráticos postergaram a implanta-ção da alternativa nuclear, pressiona-dos tanto pela falta de segurança e de soluções tecnológicas para os rejeitos radioativos como desencorajados pelos altíssimos custos de construção e manutenção das usinas. Do tratado original de cooperação firmado entre Brasil e Alemanha em 1975, que previa a instalação de uma série de usinas no país, apenas Angra 2 foi construída.
Um obstáculo concreto à constru-ção de usinas nucleares ao longo des-sas décadas tem sido a impossibilidade de entrega da energia ao consumidor a uma tarifa competitiva no merca-do. Os altos custos de construção, manutenção, seguro contra acidentes e descomissionamento das usinas tornam a energia nuclear cara e pouco viável, especialmente em um país com a abundância de recursos hídricos e renováveis como o Brasil.
Ainda assim, após duas décadas de paralisia, o governo brasileiro ressuscitou o programa nuclear no dia 25 de junho de 2007 ocasião em que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão consultivo da Presidência da República, deliberou a favor da constru-ção da usina nuclear Angra 3.
De acordo com a Eletronuclear1, 70% dos R$ 7,2 bilhões necessários para a construção da usina serão financiados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e outras fontes estatais. Os outros 30%, referentes à importação de bens e serviços, serão financiados por empresas internacionais como a estatal francesa Areva2, maior gera-
dora de energia nuclear do mundo na atualidade. Vale ressaltar que custos externos como gerenciamento de resíduos e descomissionamento, que aumentam os riscos do investimento, não estão totalmente incorporados nos cálculos da Eletrobrás.
O projeto foi apresentado à socieda-de com a suposta solução dos proble-mas tecnológicos sobre lixo radioativo e segurança e a uma tarifa aparentemen-te competitiva no mercado energético, no valor de R$ 138/MWh. Além de ter aprovado o investimento de mais de R$ 7,2 bilhões em um projeto controverso e perigoso como uma usina nuclear sem discutir com a sociedade ou o Congresso Nacional, o governo federal não detalhou os verdadeiros custos de Angra 3 ou assumiu os subsídios ocultos do projeto.
A construção das usinas Angra 1 e Angra 2 foi marcada por atrasos, or-çamentos estourados e falta de trans-parência governamental, corroboran-do o desempenho do setor nuclear ao redor do mundo. Angra 2 entrou em operação apenas em 2000, após inúmeros atrasos de cronograma e falhas técnicas.
Por estes motivos e instigado pela tarifa da energia nuclear oficialmen-te divulgada pelo governo federal, o Greenpeace decidiu verificar a matemática por trás do número e encomendou estudo econômico à Universidade de São Paulo (USP), uma das instituições acadêmicas mais sérias do país.
O resultado dessa investigação é o relatório “Elefante Branco – os verdadeiros custos da energia nu-clear”, que desvenda os números da construção da usina Angra 3, os subsídios governamentais em-butidos no preço da energia e os milhões de reais investidos a fundo perdido nessa aventura atômica.
A análise técnica foi realizada por equipe de pesquisadores liderada pelo professor Miguel Edgar Morales Udaeta, que atua no IEE3/USP e no GEPEA4/USP . A base de cálculo adotada pela Eletrobrás para compor a tarifa de Angra 3 foi analisada em detalhe, além dos riscos financeiros e as externalidades que afetam o projeto. Os resultados deste estudo técnico, que indicam onde estão disfarçados os subsídios do proje-to Angra 3, compõem na íntegra o capítulo “Viabilidade econômica de Angra 3 – estudo de caso realizado pela Universidade de São Paulo” do presente relatório.
O estudo analisou os diversos aspectos envolvidos na tarifação da energia nuclear e, adotando premissas conservadoras, chegou a um número pelo menos R$ 0,20 maior do que a tarifa oficial de R$ 138/MWh. Muito além do número, e muito mais relevan-te, o estudo evidencia que o governo conduziu uma verdadeira engenharia para apresentar uma tarifa que viabilize, ao menos aparentemente, o uso da energia nuclear no Brasil.
A análise dos especialistas da USP5 demonstra que a Eletrobrás está praticando taxas de retorno para os in-vestimentos estatais em Angra 3 entre 8 e 10% que encontram-se totalmente fora da realidade de mercado, o que pode implicar, em média, em perdas financeiras de R$ 4 bilhões para os cofres da União.
1. Introdução
este estudo joga luz sobre os verdadeiros custos da aventura nuclear e reforça a urgência de uma discussão ampla e democrática sobre o modelo elétrico e as escolhas tecnológicas do país.
A operação a baixas taxas de retorno empresta um verniz de competitividade ao projeto no mercado de energia, com-pondo a tarifa de R$ 138/MWh usada pelo governo para defender Angra 3, valor abaixo do teto de R$ 140 fixado para as termelétricas. Caso a Eletrobrás praticasse uma taxa de retorno do investimento de 12% ao ano, ou a mínima do mercado, a tarifa de Angra 3 chegaria aos R$ 152/MWh, valor com-patível com tarifas de pequenas centrais hidrelétricas, por exemplo, e acima dos índices considerados competitivos pelo próprio governo federal. Com taxas de retorno de 13,5%, a tarifa de Angra 3 ultrapassaria os R$ 162 MW/h.
Logo após a reunião do CNPE, o governo federal anunciou a decisão de rever a tarifa de R$ 138/MWh que vinha sendo oficialmente apresentada pela Eletronuclear/Eletrobrás para Angra 3. A
própria Resolução número 3 do CNPE, que determinou a construção da usina, também determina a contratação de uma consultoria independente para reavaliar os cálculos da Eletronuclear6.
Segundo notícias veiculadas pela imprensa, a empresa de consultoria contratada, a suíça Colenco, entregou o relatório de revisão dos custos e con-tratos referentes a Angra 3 em dezem-bro de 20077. Ao comentar a análise da Colenco, o presidente da Eletronuclear, Almirante Othon Luiz Pinheiro da Silva, afirmou que o custo da tarifa deve ficar entre R$ 130 e R$ 140/MWh, conside-rando-se uma taxa interna de retorno do investimento que não é compatível com as práticas de mercado, no valor de meros 8% ao ano. Até o fechamen-to deste documento, o estudo ainda não havia sido divulgado oficialmente pelo Ministério de Minas e Energia.
O Greenpeace não se opõe ao aporte de recursos públicos para setores estratégicos ao desenvolvi-mento do país, mas condena a falta de transparência do governo sobre os custos reais de construção e manu-tenção das suas opções energéticas, impedindo que a sociedade saiba, e se manifeste, sobre como e onde o seu dinheiro está sendo investido. Os subsídios governamentais ocultos no projeto da usina nuclear Angra 3 viabilizam um empreendimento caro e perigoso que não se sustenta do ponto de vista energético, e são perversos porque estão disfarçados nas contas de luz dos consumidores. O desvio de recursos públicos para a opção nuclear representa um verda-deiro obstáculo ao desenvolvimento de um mercado de energias renová-veis no Brasil.
6 A resolução pode ser acessada no site do Ministério, in http://www.mme.gov.br/site/menu/select_main_menu_item.do?channelId=27&pageId=12643. Website acessado em 20/02/2008.
7 Notícia in http://www.canalenergia.com.br/zpublisher/materias/Busca.asp?id=62734, Website acessado em 20/02/2008.
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Ao investir em Angra 3, o governo transforma dinheiro público em lixo nuclear.
1 Dados apresentados pela Eletronuclear na Conferência Internacional sobre Engenharia Sustentável em Países em Desenvolvimento, realizada no Rio de Janeiro, em 16 de agosto de 2007.
2 Informação fornecida no website da Eletronuclear, in http://www.eletronuclear.gov.br/perguntas_respostas/perguntas_respostas.php?id_categoria=3&id_subcategoria=8 , acessado em 21/02/2008.
3 Instituto de Eletrotécnica e Energia.
4 Grupo de Energia do Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas da Escola Politécnica.
5 Miguel Edgar Morales Udaeta – IEE/USP e GEPEA/EPUSP, Jonathas Luiz de Oliveira Bernal – IEE/USP, Paulo Hélio Kanayama – GEPEA/EPUSP e Tatiana Magalhães Gerosa – IEE/USP.
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2. Viabilidade econômica de Angra 3 Estudo de caso realizado pela Universidade de São Paulo
I. Principais Custos vinculados a Angra 3
As estimativas de custos necessários para a conclusão de Angra 3 apontam para US$ 5,47 bilhões (R$ 9,572 bilhões1) - capitalizados ao longo do período de construção e montagem - segundo valores alcançados a partir da atualização dos dados disponibilizados pela Eletrobrás em 2001. Afirma-se que o empreen-dimento ainda demanda a quantificação de contratos em vigor, e que o custo de desmobilização/cancelamento do empreendimento é de US$ 60,00 milhões, ou cerca de 1% do custo de conclusão da usina.
Tabela I.1: Situação do Empreendimento de Angra 3
Tempo de construção da obra 6 anos
Progresso estimado 30%
Investimento já realizado R$ 1,66 bilhões*
Investimento a realizar R$ 4,25 bilhões**sem juros e demais encargos financeiros.Fonte: USP a partir de dados da Eletrobrás (2001).
Tabela I.2: Situação do Empreendimento de Angra 3
Tempo de conclusão necessário 6 anos
Progresso físico estimado 30%
Investimento já realizado R$ 1,61 bilhões*
Investimento a ser realizado sem juros R$ 7,36 bilhões
Investimento a ser realizado com juros R$ 9,22 bilhões*valor base dez/2007, com base no estudo da Eletronuclear em 2007.Fonte: USP a partir de dados da Eletronuclear (2007).
I.1 Avanço Físico na Construção de Angra 3O montante já investido em Angra 3 representa cerca de 30% do custo total
previsto com gastos e coincide com o progresso estimado apresentado (Tabela I.3). O tempo de construção de uma usina nuclear, em condições normais, pode ocorrer num prazo de cinco a oito anos, e considerando que o progresso estima-do do empreendimento esteja entre 20 e 30% do total, utiliza-se uma estimativa de seis anos para a conclusão da obra.
1.1. Premissas e resultados do estudo de caso sobre a viabilidade econômica de Angra 3
O estudo realizado pela USP analisou uma série de dados apresentados pela Eletronuclear e outras fontes governamentais para justificar os investimentos na usina nuclear Angra 3. A partir destes dados, procedeu à investigação sobre as experiências anteriores com Angra 1 e Angra 2, comparou os cenários e desven-dou a realidade sobre os investimentos, o tempo de construção e os subsídios envolvidos na empreitada nuclear no Brasil. Abaixo segue uma relação das princi-pais conclusões do estudo.
A estimativa de 30% de progresso da construção da usina nuclear Angra 3 tem sido divulgada desde que a obra foi paralisada, há cerca de 20 anos. Isto torna o período de conclusão de seis anos – divulgado na mesma época – passível de questionamento. A demora na construção pode ter comprometido o estado dos equipamentos já adquiridos, das obras civis e de preparação da região onde será instalada a usina.
A necessidade de mão de obra especializada e capacitada em quantidade suficiente não foi incluída nos planejamentos divulgados em 1998 e em 2007 pela Eletronuclear. Mesmo assim, o prazo de 66 meses de construção foi mantido. É possível fazer uma análise sobre a capacidade da Eletronuclear em atender o prazo de construção proposto a partir do tempo de finalização de Angra 2. Foram necessários três anos e meio para concluir uma obra que já se encontrava em 70% de progresso estimado. No caso de Angra 3, os 70% restantes consu-miriam, em média, pelo menos mais 8 anos.
O total de capital necessário para finalizar Angra 3 no prazo previsto é de US$ 5,470 bilhões (ou R$ 9,572 bilhões), incluídos os juros do período de construção. Cabe ressaltar que o financiamento da obra inicia seu pagamento ao término do prazo previsto de construção (66 meses), somados ao período de testes, de seis meses. Os custos de Angra 3 e a composição de sua tarifa são muito depen-dentes do tratamento dado aos juros durante a construção, aos capitais próprios e de terceiros, aos custos dos financiamentos que podem ser contratados e ao capital já investido.
A Eletronuclear estima o valor dos dividendos e encargos de financiamento da obra da ordem de R$ 1.866.007 milhão, valor que, somado aos custos da obra, resulta em um total de mais de R$ 9 bilhões.
Pode-se concluir que a demonstração de valor de tarifa apresentada em docu-mento do CNPE remunera apenas o capital de terceiros e não o capital próprio reali-zado e a realizar. Em relação ao valor de R$ 138,20/MWh, a remuneração do capital obtida com taxa interna de retorno de 10% ao ano é muito baixa para este patamar de tarifa, ainda que praticado por uma empresa estatal. Por exemplo, uma taxa interna de retorno de 12% para o projeto resultaria em uma tarifa de R$ 152/MWh, competitiva com projetos de energia renovável como pequenas centrais hidrelétricas.
Por conta da exposição aos preços do mercado de curto prazo, que podem comprometer seriamente a saúde financeira de qualquer projeto de geração em que a probabilidade de ocorrência de paradas prolongadas é palpável, como no caso das nucleares, plantas de back-up são acionadas para suprir a energia con-tratada em caso de indisponibilidade do suprimento regular pelas usinas nucleares.
Devido aos problemas gerados durante a sua operação, como eliminação de lixo atômico e descomissionamento, soa pouco interessante à iniciativa privada o investimento em geração nuclear, tanto mais quando a isso se somam os altos custos de construção e manutenção destas usinas. Deve-se considerar, ainda, a problemática dos custos de descomissionamento, para a qual está prevista a for-mação de um fundo de provisão de 30 anos (Eletronuclear, 2007), entre os anos 17 e 46, no valor anual de R$ 17,6 milhões, ou R$ 528 milhões acumulados no período. Como estes valores estão baseados em médias internacionais “consoli-dadas”, não seguidas pela realidade brasileira, aponta-se mais uma possibilidade do custo final ser maior do que o inicialmente estimado.
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1 para todas as conversões de dólar para real foi utilizado o câmbio: US$ 1 = R$ 1,75.
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Tabela I.3: Progresso Estimado de Angra 3
Item ProgressoProjeto entre 70 e 75%
Suprimento importado entre 65 e 75%
Suprimento nacional cerca de 5%
Obra civil entre 4 e 6%
Montagem eletromecânica 0%
Comissionamento 0%
Empreendimento 30%Fonte: USP a partir de dados da Eletrobrás (2001).
No entanto, a estimativa de 30% de progresso físico tem sido divulgada desde que a obra foi paralisada, há cerca de 20 anos, o que faz com que o período de con-clusão de seis anos – divulgado na mesma época – seja passível de questionamento.
A demora na construção da usina pode comprometer o estado dos equi-pamentos já adquiridos e das obras civis e de preparação da região onde será instalada a usina. Os equipamentos, ainda que submetidos à manutenção, só comprovarão seu funcionamento na prática assim que sejam colocados em operação, e aqueles que não funcionarem adequadamente poderão gerar mais atrasos na construção da usina, principalmente no caso de não haver disponibi-lidade imediata para sua substituição. Há, ainda, grupos de equipamentos que, mesmo funcionando, envolvem tecnologias passíveis de atualização.
Pretende-se que a maior parte da engenharia desenvolvida para o empreendi-mento de Angra 2 seja aproveitada, uma vez que a usina de Angra 3 será uma répli-ca de Angra 2, com tecnologia atualizada em alguns sistemas. Contudo, a necessi-dade de mão-de-obra especializada e capacitada em quantidade suficiente não foi incluída nos planejamentos divulgados em 1998 e em 2007 pela Eletronuclear, uma vez que o prazo de 66 meses de construção continuou inalterado.
É possível fazer uma análise sobre a capacidade da Eletronuclear em atender ao prazo de construção proposto a partir do tempo de finalização de Angra 2. Foram necessários três anos e meio para concluir uma obra que já se encontrava em 70% de progresso estimado. No caso de Angra 3, os 70% restantes consu-miriam mais oito anos, em média.
I.2 Custos de investimento e operação de Angra 3Os custos vinculados à construção e operação de uma usina nuclear são
formados a partir de duas etapas principais:1) Custos de construção, referentes aos custos no período de construção da planta.2) Custos de operação comercial, durante o período de vida produtiva do empre-
endimento, correspondentes aos custos de operação, manutenção e combustível.Tais custos são responsáveis pela formação da tarifa da energia elétrica, como
exposto a seguir, porém assumindo-se as seguintes premissas, relacionadas ao custo de investimento em centrais nucleares:
• Potência de Angra 3: 1.350 MW; • Custo de instalação: US$ 2.500/kW;• Custo direto de construção de Angra 3: US$ 3,375 bilhões (R$ 5,906 bilhões).
I.2.1 Construção- Prazo de 6 anos;- Taxa de juros de 7 % a.a;- US$ 5,065 bilhões • Necessidade de capital para outras despesas ao longo da obra: 8 %
(US$ 405,00 milhões – R$ 708,75 milhões)
• Necessidade total de capital para finalizar Angra 3 no prazo previsto: US$ 5,470 bilhões (ou R$ 9,572 bilhões), incluídos os juros do período de construção.
Cabe ressaltar que o financiamento previsto inicia seu pagamento ao término do prazo de construção, previsto em 66 meses, somados ao período de testes, de seis meses.
I.2.2 Formação da tarifa de Angra 3Vida útil de Angra 3: 40 anos;Recuperação de Capital ao longo dos 40 anos: Taxa Interna de Retorno1: 10% Equivalente a US$ 550,00 milhões ao ano;Composição da tarifa a ser cobrada: Fator de Capacidade2 UTC = 0,85 Tempo Operação UTC = 0,85 x 8.766 = 7.451h/a (horas/ano)Energia: 10.000 GWhWork fee3: US$ 3,00/MWhDescomissionamento: US$ 2,00/MWhManutenção: 2% ao ano do custo de investimento (US$ 3,375 bilhões) = US$ 67,50 milhões ao anoSeguro total (contra acidentes e outros): 1,0% ao ano do custo total direto (US$ 5.470,00 milhões) = US$ 54,70 milhõesCombustível: R$ 12,00/MWh ou US$ 6,86/MWhTem-se o custo fixo de US$ 11,86/MWh E o custo variável de US$ 66,83/MWhTotalizando uma tarifa de US$ 76,68 ou R$ 137,69
Há uma incerteza da ordem de US$ 100 milhões (R$175 milhões) para os va-lores apresentados, que podem ser acrescidos para fins de contingenciamento. Vale ressaltar que os custos de Angra 3 e a composição de sua tarifa são muito dependentes do tratamento dado aos juros durante a construção, aos capitais próprios e de terceiros, aos custos dos financiamentos que podem ser contrata-dos e ao capital já investido.
Tabela I.4: Parâmetros de Angra 1, 2 e 3
Potência Nominal de Angra 1 650 MW
Potência Nominal de Angra 2 1250 MW
Fator de Capacidade de Angra 1 79,14%
Fator de Capacidade de Angra 1 e 2 84,5%
Eletricidade produzida por Angra 1 em 1 ano 4555 mil MWh
Eletricidade produzida por Angra 1, 2 e 3 em 1 ano 9996 mil MWh
Total de eletricidade produzida por Angra 1, 2 e 3 após 2007
24.546000 MWh
Custo de operação e manutenção de Angra 1 e 2 até 2007
R$ 13,46/MWh
Custo de operação e manutenção de Angra 1, 2 e 3 até 2007
R$ 10,83/MWh
Custo do combustível R$ 12,00/MWh
Custo de descomissionamento R$ 3,50/MWhFonte: PRIS, 2007
1 Taxa interna de retorno é a taxa necessária para igualar o valor de um investimento (valor presente) com os seus respectivos retornos futuros ou saldos de caixa. Sendo usada em análise de investimentos significa a taxa de retorno de um projeto.
2 O fator de capacidade de uma estação de geração de energia elétrica é a proporção entre a produção efetiva da usina em um período de tempo e a capacidade total máxima neste mesmo período.
3 Work Fee: honorários, pagamentos, importância cobrada por trabalho de profissional liberal.
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Os custos de operação e manutenção, combustível e descomissionamento estão inclusos na contabilização.
I.3 Análise e Modelo Financeiro A estrutura de capital prevista para a retomada do empreendimento Angra 3 é
a seguinte:• 44,5 % de capital próprio • 55,5 % de capital de terceirosAdicionalmente, são consideradas as seguintes premissas de captação de
recursos financeiros: • Financiamento: juros 12% a.a;• Período de amortização4: 5 anos, a partir do ano 6;• Período de carência5: igual ao prazo de construção;• Prazo de construção: 6 anosConsidera-se que a amortização acontece após a usina entrar em operação,
mediante emissão de Certificado de Energia, anualmente ou ao final do empreen-dimento, ou, ainda, em moeda corrente.
Prevê-se outra hipótese de captação de recursos que poderia implicar uma melhoria do modelo financeiro e, conseqüentemente, na redução do custo do empreendimento:
• Captação de recursos em moeda estrangeira, no montante de R$ 950 mi-lhões, diretamente, à taxa de 7,5% a.a;
• Captação no mercado nacional, no montante de R$ 877,00 milhões, à taxa de 12% a.a;
• Não remuneração do capital próprio6 ao longo do empreendimento, confor-me critério atualmente adotado no Sistema Eletrobrás.
Para estimar o custo da energia elétrica de Angra 3, são apresentados na Tabela I.5 alguns ensaios de investimentos diretos (sem juros) já realizados e a serem realizados. Os custos diretos para a usina são de US$ 950 milhões já reali-zados e US$ 2,425 bilhões a serem realizados ao longo de seis anos.
A Tabela I.5 apresenta o custo de capital e o custo do MWh para as várias situações ensaiadas. Para a análise econômica do empreendimento, foram considerados 30 anos de vida da instalação e taxa de atualização de 6% ao ano. Esta taxa varia mundialmente entre 5% e 12%, de acordo com o ambiente macroeconômico em que é realizado o empreendimento (OECD, 1992) e não representa a remuneração dos investimentos feitos7.
No caso em estudo, o custo total do MWh varia de R$ 106,63 a R$161,31 (Tabela I.6). Para taxas mais elevadas de juros durante a construção, como a situ-ação 3, o custo do MWh atinge R$ 141,42 e resultaria em uma tarifa comparável à praticada para fontes renováveis como as PCHs (pequenas centrais hidrelétricas).
Valores semelhantes de tarifas podem ser obtidos com taxas de juros e de atualização mais elevadas, considerando na sua contabilização apenas uma fração do custo de investimento total. Por exemplo, considerando como custo de investimento apenas o capital a ser realizado por terceiros, obtém-se, com juros durante a construção e taxa de atualização de 12 % ao ano, uma tarifa da ordem de R$ 126,51/MWh.
Pode-se concluir que a demonstração de valor de tarifa apresentada em documento do CNPE remunera apenas o capital de terceiros e não o capital próprio realizado e a realizar.
Tabela I.5: Total de investimento para a obra de Angra 3 com variantes para o custo já realizado e JDC (juros de construção). Tempo de construção: 6 anos.
SituaçãoInvestimento
direto(R$ milhões)
Juros durante a construção(R$ milhões)
Total de investimento(R$ milhões)
• Considera todos os custos de investimento direto (R$ 1.661,00 milhões + R$ 4.245,00 milhões) • jdc (Juros de construção) de 12% sobre este total
5.906,00 5.751,00 11.657,00
• Considera todos os custos de investimento direto (R$ 1.661,00 milhões + R$ 4.245,00 milhões)• jdc de 6% sobre o investimento já realizado • jdc de 12% sobre o investi-mento a realizar
5.906,00 4.829,00 10.735,00
• Considera todos os custos de investimento direto (R$ 1.661,00 milhões + R$ 4.245,00 milhões)• jdc de 0% sobre o investimento já realizado• jdc de 12% sobre o investi-mento a realizar
5.906,00 4.134,00 10.040,00
• Considera todos os custos de investimento direto (R$ 1.661,00 milhões + R$ 4.245,00 milhões)• jdc de 0% sobre o investimento já realizado • 55,5% do investimento a realizar com recurso de terceiros; R$ 950,00 milhões em moeda estrangeira a custo de 7,5% e R$ 1.385,00 milhões a 12%• 45,5% do investimento a realizar com recursos próprios a custo de 0%
5.906,00 1.865,00 7.771,00
• Considera somente os custos de investimento direto a serem realizados (R$ 4.245,00 milhões)• jdc de 12% sobre o investi-mento a realizar
4.245,00 4.134,00 8.379,00
• Considera os custos de inves-timento direto a serem realizados (R$ 4.245,00 milhões) • 55,5% do investimento a realizar com recurso de terceiros; R$ 950 milhões em moeda estrangeira a custo de 7,5% e R$ 1.385,00 milhões a 12%• 45,5% do investimento a realizar com recursos próprios a custo de 0%
4.245,00 1.865,00 6.110,00
Fonte: USP
4 Amortização é a redução gradual de uma dívida através de pagamentos periódicos feitos pelo devedor ao credor. Em empréstimos de longo prazo, os juros relativos ao capital a ser reembolsado são incluídos no valor total da dívida.
5 Carência é o período no qual o devedor paga ao credor somente os juros, mas não o valor principal da dívida.
6 A pessoa jurídica poderá deduzir na determinação do lucro real, observado o regime de competência, os juros pagos ou creditados individualizadamente a titular, sócios ou acionistas, a título de remuneração do capital próprio, calculados sobre as contas do patrimônio líquido e limitados à variação pro rata dia da Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP (Lei no 9.249, de 1995, art. 9o; RIR/1999, art. 347; e IN SRF no 93, de 1997, art. 29).
7 A remuneração do investimento é o resultado da multiplicação da taxa de remuneração autorizada pelo investimento reconhecido.
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Tabela I.6: Custo total de investimentos de Angra 3 em função dos custos operacional e de capital; considerando taxa de atualização de 6% a.a e tempo de vida de 40 anos.
Situação Investimento total(R$ milhões)
Custo operacional(R$/MWh)
Custo de capital(R$/MWh)
Custo total(R$/MWh)
1 11.657,00 20,75 140,56 161,31
2 10.735,00 20,75 130,62 151,37
3 10.040,00 20,75 120,67 141,42
4 7.771,00 20,75 100,79 121,54
5 8.379,00 20,75 105,76 126,51
6 6.110,00 20,75 85,88 106,63Fonte: USP
II. Comparativo com Estudo EletrobrásO Gráfico 1 apresenta o fluxo de caixa de Angra 3, onde é possível visualizar
as etapas de construção e operação comercial. O período de construção é de cinco anos e meio (66 meses) e a vida útil, correspondente ao período de opera-ção comercial, é de 40 anos.
Os prazos de construção e de operação comercial mantiveram-se inalterados desde que a obra foi paralisada; apenas os valores financeiros foram atualizados nos estudos da Eletrobrás divulgados em 2001 e em 2007.
O modelo financeiro adotado é passível de questionamentos quando variá-veis políticas, sociais e ambientais são consideradas. Tais questionamentos são apresentados nos itens seguintes.
II. 1 Custos de construçãoA Tabela II.1 apresenta os custos de construção de Angra 3, estimados em R$
7.951.509 mil (valor base dez/2007). Nesta tabela, são apresentadas as parcelas que compõem os custos diretos, sem os juros de financiamento do empreendi-mento. Os juros ou encargos de financiamento são apresentados na Tabela II.2.
A Eletronuclear estima o valor dos dividendos e encargos de financiamento, da ordem de R$ 1.866.007 milhões, que, somados aos custos da obra, resultam em um valor total de R$ 9.221.108 milhões.
No caso do estudo feito pela Eletronuclear (Eletronuclear, 2007), verifica-se que os dividendos e encargos dos financiamentos representam 25,4% do valor dos investimentos.
ano
01an
o 02
ano
03an
o 04
ano
05an
o 06
ano
07an
o 08
ano
09an
o 10
ano
11an
o 12
ano
13an
o 14
ano
15an
o 16
ano
17an
o 18
ano
19an
o 20
ano
21an
o 22
ano
23an
o 24
ano
25an
o 26
ano
27an
o 28
ano
29an
o 30
ano
31an
o 32
ano
33an
o 34
ano
35an
o 36
ano
37an
o 38
ano
39an
o 40
ano
41an
o 42
ano
43an
o 44
ano
45an
o 46
400.000
300.000
200.000
100.000
0
(100.000)
(200.000)
(300.000)
R$
1000
Fonte: Eletronuclear (2007).
Tabela II.1: Custos de Angra 3 sem juros de financiamento
Rubricas
Investimento na-cional
R$ milhares
Investimento estrangeiro Total
R$ milhares
Euro milhões R$ milhares
Licenciamento 38.826,905 0 0 38.826,905
Engenharia 318.253,320 166,938 477.441,412 795.694,732
Equipamentos Nacionais 1.288.495,823 0 0 1.288.495,823
Equipamentos Importados 278.244,002 362,896 1.037.881,745 1.316.125,747
Construção Civil 1.270.246,973 0 0 1.270.246,973
Montagem Eletromecânica 930.838,836 20,637 5.9021,455 989.860,291
Comissionamento 85.643,129 81,442 232.923,956 318.567,085
Despesas pré-operacionais 60.074,784 1,228 3.513,182 63.587,966
Outras despesas 383.269,895 36,237 103.638,864 486.908,759
Reserva de contingência 261.084,230 33,447 95.658,086 356.742,316
Subtotal (sem combustível) 4.914.977,897 702,825 2.010.078,7 6.925.056,597
Combustível inicial 236.408,091 67,705 193.636,043 430.044,134
Subtotal (com combustível) 5.151.385,988 770,530 2.203.714,743 7.355.100,731
Ativo imobilizado (equipamentos / materiais -39%)
596.409,000 0 0 596.409,000
Total 5.747.794,988 0 0 7.951.509,731Obs.: câmbio 1 euro = R$ 2,86 (base dez/07)Fonte: Eletronuclear (2007).
Tabela II.2: Custos de Angra 3 com juros de financiamento
Investimento [R$ 1.000]
Dividendos e Encargos [R$ 1.000]
% dos divi-dendos e en-cargos sobre investimento
Total [R$ 1.000] % Total
Ativo Imobilizado 0,00 0,00 0,00
Eletrobrás - Recursos pró-prios do acionista
1.008.282,00 262.176,00 26,0% 1.270.458,00 13,8%
Eletrobrás - Aumento Capi-tal do acionista
1.700.000,00 355.046,00 20,9% 2.055.046,00 22,3%
Eletrobrás - RGR (Reserva Global Reversão)
480.000,00 57.079,00 11,9% 537.079,00 5,8%
Eletrobrás – Financiamentos 590.000,00 100.480,00 17,0% 690.480,00 7,5%
Eletrobrás - Total 3.778.282,00 774.781,00 20,5% 4.553.063,00 49,4%
BNDES 1.566.740,00 324.255,00 20,7% 1.890.995,00 20,5%
Capital Privado (moeda nacional)
0,00 0,00 0,00 0,0%
Outros (moeda nacional) 0,00 0,00 0,00 0,0%
total: Eletrobrás + BNDES + Outros
5.345.022,00 1.099.036,00 20,6% 6.444.058,00 69,9%
BSI - Bens e Serviços Importados
2.010.079,00 766.971,00 38,2% 2.777.050,00 30,1%
Total 7.355.101,00 1.866.007,00 25,4% 9.221.108,00 100,0%Fonte: Eletronuclear (2007).
Gráfico 1 - Fluxo de caixa dos custos vinculados a Angra 3.
12 13
II.2 Custos de operação comercial O início da operação comercial de Angra 3 está previsto para o segundo
semestre do ano seis, após quatro meses de testes de potência. O custo projetado pela Eletronuclear da tarifa é de R$ 138,20/MWh
(Eletronuclear, 2007), considerando as seguintes premissas:• Vida útil do empreendimento = 40 anos8.• TIR9= 10% ao ano.• Payback descontado10= 23,1 anosO payback descontado de 23,1 anos (Gráfico 2) pode ser maior ou menor,
dependendo da TIR adotada, do tempo de carência dos financiamentos da obra e do início de comercialização de energia. Com relação à TIR e ao tempo de carência do financiamento, estes dependem basicamente da forma como o planejamento econômico é definido. Já o início de comercialização de energia depende da construção da obra, que por sua vez depende de fatores não só econômicos, mas também políticos e sociais. Vale lembrar que Angra 3 já estaria em operação caso as obras não tivessem sido paralisadas em 1998.
Gráfico 2 - Payback descontado de Angra 3.
2.400.000
2.000.000
1.600.000
1.200.000
800.000
400.000
0
Valo
res
acum
ulad
os e
m R
$ x
1.00
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 920Semestres (-02 a -01=> Ativ. Prep. / 01 a 11=> Construção / 12 a 91=> Operação Comercial
INVESTIMENTO REALIZADO (Descontado p/ Ke_real)RETORNO DO INVESTIMENTO (Descontado p/ Ke_real)
Fonte: Eletronuclear (2007).
III. Conclusões do estudo de casoSegundo o Estudo de Impactos Ambientais de Angra 3, as justificativas
econômicas para a construção da usina nuclear são as lições aprendidas com o racionamento de energia elétrica de 2001, que recomendam maior diversificação da matriz elétrica a fim de diminuir a grande dependência de fatores sazonais a que a hidroeletricidade está submetida.
Porém, esta justificativa é apenas parcialmente válida, uma vez que a diversi-ficação da matriz energética implica a utilização de variados recursos, como as energias solar e eólica, a repotenciação de usinas hidrelétricas em operação, a eliminação de perdas na transmissão e medidas de eficiência energética.
Devido aos problemas gerados durante a sua operação, como eliminação de lixo atômico e descomissionamento, soa pouco interessante à iniciativa privada o investimento em geração nuclear, somando-se a isso os altos custos de constru-ção e manutenção destas usinas.
Por conta da exposição aos preços do mercado de curto prazo, que podem comprometer seriamente a saúde financeira de qualquer projeto de geração em que a probabilidade de ocorrência de paradas prolongadas é palpável, como no caso das nucleares, plantas de back-up tornam-se necessárias para suprir a energia contratada em caso de indisponibilidade de usinas nucleares.
Ano-1 Ano 1 Ano 2 Ano 3 Ano 4 Ano 5 Ano 6ANGRA 3atividades preparatórias
licenciamento ambiental e nuclear
marcos principais
construção civil
montagem da esfera de contenção
montagem eletromecânica
montagem do circuito primário
comissionamento
testes de potência
T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4 T1 T2 T3 T4
LC (CNEN) LI ( IBAMA)
INÍCIO MONTAGEMCONTENÇÃO (UJA)
Ativ. Prep. Construção (66 meses)
INÍCIO MONTAGEMELÉTRICA (UBA)
LIGAÇÃO DA REDE EXTERNA (138kV)
AUMAN (CNEN) AOI (CNEN) LO ( IBAMA)
1a CRITICALIDADE1a OPERAÇÃO A QUENTE
CARREGAMENTO DO NÚCLEO
LIGAÇÃO DA REDE PRINCIPAL (525kV)INÍCIO MONTAGEM
PONTE POLAR (UJA)INÍCIO MONTAGEMMECÂNICA (UKA)
INÍCIO MONTAGEMVENTILAÇÃO (UBA)
UJBFUNDAÇÃO
UKA UBA UJA DOMOACABAMENTO FINAL
ZONAS 1-4 ZONAS 5-7 ZONAS 8-13 TESTE PRESSÃO DA CONTENÇÃO
TESTE PRESSÃO DO CIRCUITO PRIMÁRIO
INÍCIO POSICIONAMENTO COMPONENTE PRIMÁRIO
UKA (TANQUES CIVIL DEPENDENT) UBA (ELÉTRICA) TRAFOBCT TURBOGERADOR
INÍCIO SISTEMA ELÉTRICO AUXILIAR
INÍCIO SISTEMAS INÍCIO TUBULAÇÃO (JN/FAK)
SINCRONIZAÇÃO REDE 525kV
INÍCIO DA OPERAÇÃO COMERCIAL
Fonte: Eletronuclear (2007).
8 O período predefinido de vida útil de 40 anos se baseia no padrão mundial para estabelecer custos financeiros e consolidar a análise econômica. Contudo, este tempo pode ser inferior a 20 anos ou superior a 50, de acordo com o empreendimento.
9 Uma TIR de 10% é muito baixa na prática, porém trata-se de fixar um tempo coerente de retorno. Normalmente o mercado trabalha com o mínimo de 12%. Por outro lado, como o dinheiro vem de cofres públicos, a TIR adotada também pode ser questionada do ponto de vista sócio-econômico, uma vez que o estado deve pleitear uma remuneração de capital socialmente justa e politicamente coerente.
10 Payback descontado- quando exatamente obteve-se o dinheiro de volta, descontados os fluxos de caixa.
Em relação à tarifa de R$ 138,20/MWh, a remuneração do capital obtida com TIR de 10% ao ano é muito baixa para este patamar de tarifa, ainda que praticado por uma empresa estatal. Por exemplo, uma taxa interna de retorno de 12% para o projeto como um todo, resultaria em uma tarifa de R$152/MWh, de acordo com o Gráfico 4.
Cabe ressaltar que os financiamentos (em moeda nacional e estrangeira) deverão ser pagos em um prazo de 15 anos após o término da construção, com carência de seis meses, ou seja, do 7º ao 21º anos. Este prazo está vinculado ao início da comercia-lização de energia.
Porém, incertezas de ordem conjuntural ou política podem pro-vocar variações consideráveis no custo de Angra 3 caso o prazo de 66 meses não seja atingido, devido aos custos de mobilização da obra e, principalmente, aos juros do capital financiado.
Deve-se considerar, ainda, a problemática dos custos de des-comissionamento, para a qual está prevista a formação de um fundo de provisão durante 30 anos (Eletronuclear, 2007), entre os anos 17 e 46, no valor anual de R$ 17,6 milhões, ou R$ 528 milhões acumulados no período. Como estes valores estão ba-seados em médias internacionais “consolidadas”, não seguidas pela realidade brasileira, aponta-se mais uma possibilidade do custo final ser maior que o estimado.
17,50%
17,00%
16,50%
16,00%
15,50%
15,00%
14,50%
14,00%
13,50%
13,00%
12,50%
12,00%
11,50%
11,00%
10,50%
10,00%
9,50%
FCLA
- T
IR (%
a.a
.)
134
138
142
146
150
154
158
162
166
170
174
178
182
185
190
Tarifa (R$/MWh) x TIR-Taxa Interna de Retorno (FCLA)
Tarifa em R$/MWh
Fonte: Eletronuclear (2007).
Gráfico 4 - Variação da tarifa em função da Taxa Interna de Retorno.
Gráfico 3 - Cronograma da fase de construção de Angra 3 (66 meses).
14 15
TARIFAS E DISFARCES3. Os verdadeiros custos da energia nuclear
3.1.Contabilizando o que não foi orçado
No caso de uma análise econô-mico-financeira de usinas nucleares, além dos custos de construção e ope-ração das instalações, é preciso avaliar fatores como emissões de gases de efeito estufa, riscos de acidentes e questões de segurança, gerenciamen-to de resíduos radioativos e descomis-sionamento das instalações.
Estes aspectos são chamados de externalidades e não entram nos cálculos apresentados pela indústria nuclear. Não há país do mundo que tenha conseguido equacionar todos os custos envolvidos na geração nuclear, incluindo-se aí a alocação de recursos para o caso de um eventual aciden-te cujas proporções e impactos são praticamente impossíveis de serem estimados. Isso ocorre porque, ao in-ternalizar as externalidades relativas à energia nuclear, torna-se evidente que há alternativas - como a energia solar, eólica e de biomassa - que são mais limpas, seguras, baratas e confiáveis para garantir segurança energética e mitigar o aquecimento global.
Por conta da energia consumida ao longo do ciclo de vida da energia nuclear, desde a extração do urânio, passando pela fabricação do elemento combustível, construção e descomis-sionamento das usinas até o gerencia-mento dos resíduos radioativos, são geradas emissões indiretas de gases do efeito estufa. Portanto, a energia nuclear não é livre de emissões ou uma solução para o aquecimento global.
Em novembro de 2007, o Greenpeace publicou o estudo “Cortina de Fumaça: Emissões de CO2 e outros impactos da energia nu-clear”. Utilizando a metodologia de Jan Willem Storm van Leeuwen e Philip Smith, a análise do Greenpeace cons-
tata que as emissões do ciclo de vida da energia nuclear de uma usina como Angra 3 são significativas, podendo alcançar 150 gramas de CO2 por kWh gerado, equiparando-se às emissões de uma usina à gás.
Após mais de 60 anos de operação de reatores nucleares, ainda não há solução definitiva para o armazena-mento dos rejeitos que permanecem ativos por milhares e milhares de anos, causando danos irreversíveis ao meio ambiente e à sociedade. Estima-se que, a cada ano, 12 mil toneladas de rejeitos radioativos sejam acumuladas ao redor do mundo.
Países de amplos parques nucle-ares como França e Estados Unidos não têm destino para o crescente volume de lixo tóxico. Nos EUA, o estado de Washington, que abriga o maior depósito de lixo nuclear do país, ajuizou três ações para deixar de receber o material. O bilionário projeto de Yucca Mountain, que pretende armazenar 70 mil toneladas de rejeitos altamente radioativos, custará US$ 56 bilhões, dos quais US$ 18 bilhões já foram recolhidos desde 1983 na forma de impostos juntos aos consumidores de eletricidade norte-americanos.
Tampouco existe experiência acu-mulada sobre o descomissionamento, ou a desmontagem, de reatores nucle-ares, que geram grande quantidade de lixo radioativo. Várias das peças que compõem uma usina nuclear, incluindo o combustível, tornam-se radioativas ao longo de sua operação. Entretanto, ademais da remoção do combustível usado, não há consenso sobre o que deve acontecer na seqüência – até hoje, nenhum reator de dimensões normais foi desmantelado em lugar algum do mundo.
Porém, nas próximas três décadas, mais de 350 reatores nucleares che-garão ao fim de sua vida útil e serão desativados. Alguns países planejam retirar toda a estrutura da usina após o desligamento, até mesmo as partes radioativas, outros sugerem deixar a edificação onde está, cobrindo-a com concreto ou, possivelmente, enterran-do-a sob um monte de terra.
Tantas incertezas refletem em muitas especulações sobre os reais custos do processo de descomissio-namento de reatores nucleares. As estimativas hoje disponíveis baseiam-se em projeções genéricas dos custos de descomissionamento de pequenas instalações de pesquisa. O detalhamento e a sofisticação dessas estimativas variam muito, e a falta de padronização inviabiliza comparações precisas. Além disso, a falta de expe-riência sobre o descomissionamento torna impossível saber se as estimati-vas são razoáveis - já se sugeriu que os custos de descomissionamento poderiam equiparar-se aos custos de construção de uma usina.
não há país do mundo que tenha conseguido equacionar todos os custos envolvidos na geração nuclear.
Os leilões de energia nova realizados em 2007 evidenciaram distorções deste sistema de formação de preços e oferta de energia. No leilão de energia nova de julho 2007 foram contratados 1781 MW de energia exclusivamente fóssil. Os 33 empreendimentos negociados eram de térmicas a óleo combustível e diesel. Com este resultado, a capacidade instalada de fontes derivadas de petróleo aumentará em 40% e sua operação emitirá mais de 9 milhões de toneladas de gás carbônico.
O preço médio da tarifa resultante do leilão foi de R$ 134,67/ MWh, valor que não reflete a real competitividade das fontes participantes, a quantidade de energia oferecida por cada empreendimento, ou mesmo suas condições de operação. Isso porque a energia destas térmicas fósseis só pode ser oferecida a preços tão baixos nos leilões porque estas usinas funcionam como um seguro em caso de falta de fornecimento ao Sistema Interligado Nacional.
Por exemplo, no início de 2008, o Operador Nacional do Sistema mandou ativar todas as térmicas a gás para compensar os baixos níveis dos reservatórios das hidroelétricas. Assim, quando as térmicas a gás, carvão ou óleo são acionadas nestas situações de incapacidade de oferta, o preço de sua tarifa chega a superar os R$ 600/MWh.
Desta forma, o valor da tarifa de energia nuclear, que opera apenas na base – ou de forma contínua, não deve ser comparado a valores de tarifas das térmicas fósseis, que operam apenas em situações de despacho, ou seja, quando há necessidade de acionamento pontual para suprimento de energia. Estas usinas térmicas apresentam preços baixos justamente por suas condições singulares de operação – na maior parte do tempo, são remuneradas para permanecerem desligadas.
Faria sentido comparar as tarifas das termonucleares e das hidroelétricas, já que ambas operam na base. Neste caso, a tarifa da energia nuclear de R$ 138/MWh é superior ao valor de R$ 129/MWh, obtido pelas hidrelétricas no leilão de outubro de 2007, e ultrapassa em muito o valor de R$ 78,87/ MWh, resultado do leilão da usina de Santo Antônio, no Rio Madeira.
Portanto, quando a Eletrobrás compara a tarifa da termonuclear Angra 3 (R$ 138/MWh) com as térmicas fósseis (R$ 137/MWh), dizendo que a energia nuclear é competitiva, essa comparação é equivocada e infundada, servindo apenas para confundir a opinião pública.
O caso de Angra 3
A viabilidade econômica de Angra 3 não parece ser a real preocupação do governo brasileiro, que prefere encontrar justificativas estratégicas para a utilização da energia nuclear, inclusive com objetivos militares. Ainda assim, setores do governo capitanea-dos pela Eletronuclear/Eletrobrás vêm promovendo ativamente a tarifa de R$ 138/MWh para a energia gerada por Angra 3, que seria um valor próximo ao patamar de preços da energia térmica convencional negociada nos últimos leilões. (vide Box).
As estimativas de custo para conclusão de Angra 3, realizadas pela Eletronuclear - EDF/ Iberdrola em 2003, apontavam para o valor de US$ 1,8 bilhões que, capitalizados ao longo do período de construção e montagem, reverteriam em cerca de US$ 2,35 bilhões a serem recuperados via tarifa de venda. Já em 2007, novas estimati-vas do governo com relação aos custos para a conclusão de Angra 3 subiram para aproximadamente US$ 4,2 bilhões, evidenciando as incertezas sobre os verdadeiros custos de geração nuclear e mostrando como as estimativas oficiais estão sempre muito aquém dos gastos efetivamente despendidos no setor.
Por obrigação legal, a Eletronuclear contrata seguros de instalações e de equipamentos em estoque, que incluem cobertura contra incêndio e outros riscos. Além disso, é feita também a contratação do seguro de instalações nucleares, com cobertura de riscos nucleares, incêndios e responsabilidade civil. No caso de Angra 1 e 2, o seguro contra acidentes é de US$ 500 milhões para cada uma das usinas. Em caso de um acidente grave, este valor não cobriria custos de recons-trução da usina ou de indenizações às vítimas e seus familiares.
Em relação aos rejeitos radioativos, os gastos associados ao armazenamen-to “provisório” estão contemplados nos custos de construção. Porém, ainda não há solução orçamentária para o armazenamento definitivo dos rejeitos do complexo nuclear de Angra dos Reis.
De acordo com a Resolução Conama 31, de 14/11/01 e com a Resolução 5 do CNPE, de 5/12/01, o processo de licenciamento ambiental de Angra 3 deverá contemplar “a definição, pela Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), de solução de longo prazo dos rejeitos radio-ativos de média e baixa atividade, gerados nas usinas Angra 1, 2 e 3, a ser implementada até a entrada em operação de Angra 3.” Ou seja, Angra 3 só poderá entrar em operação quando o armazenamento definitivo dos rejeitos estiver equacionado – o que parece, no mínimo, improvável, já que até hoje não existem parâmetros estabelecidos para o licenciamento ambiental ou definição de local para receber tal estrutura.
Já o armazenamento final dos rejei-tos de alta atividade vai depender da decisão futura de reprocessar, ou não, o combustível usado pelos reatores nacionais. Esta decisão tem graves im-plicações geopolíticas, porque trata do manuseio de plutônio, matéria-prima de armas atômicas, e deverá ser tomada até o fim da vida útil das usinas, num horizonte de 20 a 50 anos. Até lá, o combustível usado permanecerá arma-zenado na central nuclear.
Em relação ao descomissiona-mento de Angra 3, o estudo feito pela Eletronuclear / EDF / Iberdrola em 2003 apresentava o custo de desco-missionamento embutido na tarifa de R$ 1,53/MWh.
14
16 17
A propaganda nuclear pressupõe que as novas usinas serão construídas a preços menores do que alternativas energéticas disponíveis; dentro dos pra-zos e custos previstos nos cronogramas e orçamentos oficiais; que irão operar de maneira confiável e que o custo para manejo de passivos de longo prazo, como o depósito de lixo radioativo e descomissionamento, será estabilizado.
Não é verdade. Os riscos adicionais ao investimento em geração nuclear sempre foram, e continuam sendo, extremamente altos.
Lançado em maio de 2007, o relatório independente “The Economics of Nuclear Power”8 elaborado por espe-cialistas em economia da Universidade de Greenwich, no Reino Unido, a pedido do Greenpeace, detalhou estes riscos e demonstrou que a energia nu-clear é uma distração cara e perigosa no combate às causas das mudanças climáticas. O estudo afirma que, em todo o mundo, projetos de construção de usinas nucleares costumam gastar mais do que os orçamentos originais e que mudanças profundas nos crono-gramas de instalação das usinas são marca registrada do setor nuclear.
Análises feitas pelo Conselho Mundial de Energia mostraram que o prazo médio de construção de reatores nucleares subiu de 66 meses nos anos 70 para 116 meses entre 1995 e 2000. Ou seja, a média mundial de atrasos chega a 4 anos além dos prazos previstos nos projetos originais. O fator “atraso no cronograma” é importante, porque o desempenho econômico da energia nuclear está totalmente vin-culado aos custos de construção das usinas. E quanto mais longo o período de construção, mais elevado é o custo da obra e, conseqüentemente, da
9 Valores em libras esterlinas, convertidos para dólares americanos em 21/02/2008.
10 “The new rush for nuclear – an expensive white elephant”, in http://www.greenpeace.org.uk/media/reports/the-new-rush-for-nuclear-an-expensive-white-elephant. Website acessado
em 20/02/2008.
energia, especialmente por conta dos juros sobre o capital mobilizado para a instalação das usinas nucleares.
Considerando a média mundial de atrasos no cronograma de plantas nu-cleares, o Greenpeace extrapolou os cálculos da USP e constatou que um atraso de quatro anos no cronograma de construção de Angra 3 elevaria o investimento a ser realizado em aproxi-madamente 66,6%, algo em torno de R$ 6,14 bilhões, totalizando R$ 15,36 bilhões. Esse número é ainda mais alarmante se considerarmos o inves-timento anunciado pela Eletronuclear, de R$ 7,2 bilhões. Nesse caso, ao final de 10 anos, o custo de construção da usina mais que dobraria o custo inicialmente previsto.
Hoje existem apenas 22 reatores em efetiva construção ao redor do mundo, sendo que 16 localizam-se na Ásia e empregam tecnologia chinesa, indiana ou russa. Cinco destes reatores come-çaram a ser construídos há mais de 20 anos, o que gera incertezas sobre os cronogramas de construção de todas estas usinas. Existem ainda 14 reatores cuja construção foi iniciada e encontra-se atualmente suspensa, a maior parte localizada no centro e leste da Europa.
Outro item importante na análise econômica de empreendimentos nucleares é a questão da competitivi-dade dos mercados de eletricidade. Historicamente, governos e consu-midores arcaram com os riscos dos investimentos em energia nuclear; assim, as concessionárias não eram responsabilizadas e conseguiam aces-so a empréstimos com taxas de juros relativamente baixas.
Já em um ambiente de liberalização do setor elétrico, o risco de orçamentos estourados foi transferido aos constru-
instalação dos 10 reatores mais recen-tes no país foi ultrapassado em 300%. No Brasil, Angra 2 levou 17 anos para entrar em operação e custou o equivalente a US$ 12 bilhões (valor de 2001), cerca de cinco vezes mais que o orçamento previsto.
FinlândiaA construção da usina Olkiluoto-3,
na Finlândia, é um bom exemplo dos principais problemas econômi-cos relacionados à energia nuclear. No caso da única usina nuclear em construção em países da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) nos últimos 20 anos, destacam-se os atrasos de cronograma, escalada de custos e subsídios não declarados.
Em fevereiro de 2005, o governo fin-landês emitiu licença para a construção da usina. Olkiluoto-3 seria a primeira obra deste tipo realizada em um mercado liberalizado de energia, com investidores privados dispostos a arcar com todos os riscos financeiros do projeto. As mentiras da proposta não demoraram a aparecer: para reduzir os
riscos do comprador, a gigante estatal francesa Areva ofereceu preço pré-fixado para a construção da usina - no valor de US$ 3,9 bilhões – deixando claro que o contrato de Olkiluoto-3 foi subestimado.
Além disso, o Estado finlandês foi denunciado perante a Comissão Européia para Competição por ajuda ilegal na realização da empreitada, pelo envolvimento de um banco do Estado da Bavária com o provisionamento de 60% do financiamento (US$ 2.5 bilhões) a uma taxa de juros abaixo do mercado. Outras duas instituições nacionais de crédito de exportação também estão envolvidas: a francesa Coface, com US$ 800 milhões em cré-ditos garantidos para a usina, e a sueca SEK (Export Credit Corporation), com US$ 143 milhões em garantias.
Em relação ao início das atividades da usina, o cronograma oficial estimava em 48 meses o intervalo entre a colocação da pedra fundamental da usina e a sua primeira operação. No entanto, em de-zembro de 2006, o Ministério da Indústria da Finlândia informou que a obra já esta-va com 18 meses de atraso e enfrentava perdas estimadas em US$ 917 milhões.
Em agosto de 2007, divulgou-se que a Areva faria provisões para perdas entre US$ 665 e US$ 917 milhões adicionais aos US$ 917 milhões ante-riormente provisionados. Em função da diferença de 18 meses em relação ao cronograma original da obra, as compensações por atraso já atingiram o limite de US$ 392 milhões.9
Reino UnidoEm maio de 2006, o então primeiro
ministro, Tony Blair, anunciou a reto-mada do programa nuclear britânico. Em janeiro 2008, o governo do Reino Unido deu carta branca para a iniciativa
privada investir na construção de reatores nucleares, com a expectativa de 10 novas usinas operando até 2020. No entanto, análises econômicas e conjunturais demonstram que há gran-des chances do programa falir antes mesmo de começar.
As novas usinas seriam propostas, desenvolvidas, construídas e opera-das pelo setor privado, que também assumiria 100% dos custos de des-comissionamento, além do passivo total do manejo de rejeitos radioati-vos no longo prazo. Porém, estudo desenvolvido pelo Greenpeace10 mostra que o aporte de subsídios públicos será parte fundamental do plano de construção das usinas. O governo britânico já aprovou leis que podem desviar impostos pagos pelos cidadãos para cobrir passivos da indústria como o manejo de rejeitos e o descomissionamento das usinas.
A Rede de Transmissão Elétrica Transco estimou que se todas as estações nucleares do Reino Unido forem substituídas será necessário investir US$ 2,7 bilhões no reforço da rede de transmissão. Este valor ficaria a encargo da Transco que, consequente-mente, o transferiria aos consumidores de eletricidade.
A história da energia nuclear na Inglaterra também registra atrasos e gastos públicos. A usina Dungeness B, por exemplo, demorou 23 anos para ser concluída com um custo final 400% maior do que seu orçamento inicial.
Os exemplos da Finlândia e do Reino Unido não apresentam qualquer evidên-cia de que uma nova era nuclear seja possível sem pesados subsídios públicos e sem que os custos escondidos sejam repassados aos consumidores, aumen-tando o ônus desta opção energética.
Angra 2 levou 17 anos para entrar em operação e custou o equivalente a US$ 12 bilhões, cerca de cinco vezes mais que o orçamento previsto.
3.2 Impactos econômicos da energia nuclear: atrasos e orçamentos estourados
8 http://www.greenpeace.org/raw/content/international/press/reports/the-economics-of-nuclear-power.pdf
tores das usinas. As empreiteiras ficam imobilizadas por organizações financei-ras como bancos, acionistas e agên-cias de avaliação de crédito. Esse risco eleva o custo de capital a níveis que, na prática de mercado, inviabilizam a alternativa nuclear. Apenas o grande aporte de capital estatal pode equilibrar tais custos, e este aporte geralmente acontece na forma de subsídios não declarados e perversos, que acabam inviabilizando alternativas energéticas renováveis.
Experiências internacionais eviden-ciaram que governos anunciam mila-gres ao venderem projetos nucleares a custos supostamente baixos, mas, na realidade, os prejuízos são empurrados aos consumidores por meio de impos-tos altos que disfarçam os subsídios direcionados à construção e operação das usinas nucleares.
Foram analisados 75 reatores construídos nos Estados Unidos. Os custos iniciais destas usinas estavam previstos em US$ 45 bilhões; porém, a conta final atingiu US$ 145 bilhões. Já na Índia, o orçamento original de
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As usinas nucleares necessitam de paradas prolongadas para manutenção programada, troca de elementos combustíveis, aplicação de medidas preventivas e corretivas e inspeção em equipamentos. Além desses períodos de inatividade, usinas nucleares operam sob risco permanente de sofrerem saídas acidentais do Sistema Interligado Nacional (SIN).
As paradas para recarga de Angra 1 e 2 ocorrem em intervalos de 12 a 18 meses, correspondentes aos ciclos de sua operação, por períodos que duram, em média, entre 30 e 45 dias. Tais paradas exigem geração complementar para suprir a ausência do fornecimento de eletricidade pelas termonucleares ao SIN.
No antigo arcabouço institucional do setor elétrico, pautado pela ótica da cooperação entre os agentes que detinham os monopólios de áreas, estas saídas de serviço prolongadas das termonucleares não acarretavam grandes problemas financeiros. Porém, no ambiente institucional liberalizado, o descumprimento de contratos de geração de energia implica penalidades onerosas, uma vez que o gerador em déficit deve buscar no mercado spot a energia contratada e não produzida. Os preços da energia no mercado spot variam em função do balanço entre oferta e demanda de energia no Sistema Interligado Nacional e podem alcançar altos valores.
Em 2000, por exemplo, Angra 2 não cumpriu seus compromissos contratuais devido a atrasos no término da montagem e comissionamento da usina. Como conseqüência, Angra 2 – ou a Eletrobrás - teve que arcar com um débito de cerca de R$ 578 milhões junto a agentes do mercado que “cobriram” a sua ausência no despacho do SIN.
Outro exemplo é a situação de Angra 1 para 2008. De acordo com a Eletronuclear, Angra 1 ficará desligada por seis meses ao longo do ano. Em fevereiro, a usina saiu do Sistema Integrado Nacional para a manutenção de geradores de vapor em operação e outras tarefas de reparação e inspeção do sistema. As operações da usina deverão ser retomadas apenas em abril. Em seguida, serão novamente paralisadas para tarefas preparatórias à substituição de dois geradores de vapor. A previsão é que a usina volte a gerar energia apenas em 2009.
11 Dados publicados no caderno de economia do Jornal O Globo, de 21/01/2008: “País economizaria R$ 20 bi com programa de eficiência energética”.
INDISPONIBILIDADE DAS USINAS NUCLEARES
4. Conclusão
Apesar da estratégia de marketing orquestrada pela indústria nuclear nos últimos anos, que chegou a contra-tar lobistas profissionais travestidos de ambientalistas para percorrer o mundo pregando a segurança e as vantagens da energia atômica, não está ocorrendo uma renascença desta tecnologia. Pelo contrário, os números indicam uma tendência de estagnação e queda da participação da energia atômica na matriz energé-tica mundial em comparação a outras fontes, mesmo considerando-se as novas usinas em construção.
Atualmente, usinas nucleares são responsáveis pela geração de 16% da energia consumida no mundo. De acordo com o Panorama Mundial de Energia (PME) apresentado pela Agência Internacional de Energia (AIE) em 2006, em função do aumento da demanda, a participação da opção nu-clear na matriz global responderá por menos de 10% da energia gerada no planeta em 2030.
A renascença nuclear não ocorre porque, além da alta rejeição popular e questões inerentes como lixo atômico e risco de acidentes, a energia nuclear continua sendo a opção energética mais cara. Os problemas históricos de atrasos e orçamentos estourados não foram superados. Em um mercado liberalizado de energia, a compe-titividade dá o tom e os subsídios governamentais são mais difíceis de disfarçar e justificar.
A retomada de Angra 3, obra que estava parada há mais de 20 anos, marca a ressurreição do Programa Nuclear Brasileiro (PNB). Filho da ditadura militar, o PNB sempre foi assombrado pela falta de transparên-cia, por investimentos obscuros com dinheiro público e por meias verdades governamentais. Em pleno século XXI, setores do governo do presidente
Luiz Inácio Lula da Silva honram essa tradição, escondendo subsídios para despistar os reais custos e impactos de uma usina nuclear como Angra 3 – e ainda ousam classificar como “ficção científica” as fontes renováveis de energia como solar e eólica.
Um exemplo do descaso do governo federal com as energias renováveis é a situação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (Proinfa). Após cinco anos, o programa ainda patina na buro-cracia e sofre com a descrença dos investidores, operando com taxas de retorno dos investimentos na casa dos 18% ao ano. Enquanto isso, no resto do mundo, o uso de energias renováveis se expande contínua e consideravelmente. Dados divulgados pela ONU mostram que o mercado de novas energias renováveis – que exclui a geração hidrelétrica de gran-de porte - movimentou cerca de US$ 75 bilhões em 2007.
A geração elétrica solar, por exem-plo, vem crescendo a uma média de 48% ao ano desde 2002. Assim, sua atual capacidade é sete vezes superior à de cinco anos atrás. O preço do MWh da energia solar também vem caindo e deve se igualar, na Europa, ao preço das térmicas a gás até 2010. O mercado de aquecimento de água solar, do qual o Brasil participa com 2%, vem crescendo em torno de 20% ao ano.
A geração eólica também aumen-tou significativamente, mantendo mé-dias de 24,7% de crescimento ao ano desde 2000. Em 2007, a capacidade instalada mundial subiu de 73 mil MW para 94 mil MW em relação a 2006, o que representa um crescimento de 31%. Os países que mais investiram nessa expansão foram a China (que mais do que dobrou seu parque eólico em 2007), os Estados Unidos (que
aumentaram em 45% sua capacidade) e a Espanha (30%).
A sociedade civil, inclusive o Greenpeace, já produziu e publicou cenários alternativos para a matriz elétrica brasileira, baseados nos enormes potenciais de geração eólica (143 GW, de acordo com o Atlas
Eólico Nacional), biomassa (27 GW de cogeração em 2020, de acordo com a União da Indústria de Cana de Açúcar) e de pequenas centrais hidrelétricas (17 GW, de acordo com a Empresa de Planejamento Energético), além da ênfase em medidas de eficiência energética.
Aliás, programas de uso racional de energia são uma resposta mais inteligente, barata e sustentável para diversificar a matriz e seguir o rumo da segurança energética. Dados recentes apresentados pelo Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (Procel), do governo federal, mostram que cada bilhão de reais empregado em programas de eficiência energética resulta em uma economia de 7400 MW11. Este volume equivale a 5,5 vezes a potência de Angra 3. Se cada usina está orçada em mais de R$ 7 bilhões, pode-se concluir que cada um bilhão investido em eficiência pode
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além da alta rejeição popular e questões inerentes como lixo atômico e risco de acidentes, a energia nuclear continua sendo a opção energética mais cara.
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12 O artigo, publicado na Folha de São Paulo em 23/2/2008, pode ser acessado in http://www1.folha.uol.com.br/fsp/brasil/fc2302200804.htm.
cada um bilhão investido em eficiência pode evitar investimentos de R$ 40 bilhões para gerar a mesma eletricidade a partir de plantas nucleares.
evitar investimentos de R$ 40 bilhões para gerar a mesma eletricidade a partir de plantas nucleares.
O pouco caso com as alternati-vas renováveis e com medidas de eficiência pode ser explicado pela própria cultura conservadora do setor energético nacional. O sistema elétrico brasileiro é fortemente ancorado na geração de base hidrelétrica, comple-mentada na ponta pela geração térmi-ca. Ainda que o país possua abundân-cia em recursos hídricos, negligencia o potencial de fontes como o vento, o sol e a biomassa. Isto ocorre pela forte resistência de técnicos do setor em abandonar a linha histórica de regime hidro-térmico e incorporar estas fontes comprovadamente capazes de complementar o sistema e assegurar o nível de água dos reservatórios em períodos de seca.
Tal barreira cultural abre caminho para a opção nuclear, e torna-se a desculpa energética perfeita usa-da pelos militares e outros setores para encobrir os objetivos do PNB. Ademais, o futuro do PNB está vincu-lado à construção de Angra 3 porque a usina aumentará a demanda por urânio e por mão-de-obra especiali-zada, além de ser classificado como um projeto “em andamento” pela indústria nuclear. Só as verdadeiras ambições políticas e econômicas do PNB - leia-se a expansão da explora-ção de urânio, o mercado do com-bustível nuclear e outras finalidades militares podem explicar a insistência com projeto tão obsoleto e ineficaz do ponto de vista energético.
O fato de que a energia nuclear é cara é de pleno conhecimento do governo brasileiro. Não faltam alertas e afirmações de especialistas da área -
o físico Luiz Pinguelli Rosa12, secretá-rio executivo do Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas, declarou re-centemente que a opção nuclear não é compensadora para o Brasil porque o custo da eletricidade previsto para Angra 3 ainda é muito alto. Nem o argumento de que já foram investidos cerca de R$ 1,5 bilhão em Angra 3 pode justificar a obra. Ter feito um mau investimento no passado não ex-plica persistir no erro e afundar mais R$ 7 bilhões de recursos públicos em um projeto insustentável sob vários pontos de vista.
O estudo de caso apresentado neste relatório prova que construir uma usina nuclear no Brasil só será possível se for permitido um verda-deiro saque aos cofres da União. É dinheiro público que será inves-tido a fundo perdido, sem passar
pelo crivo do Congresso Nacional e sem o menor controle social.
Para tornar a usina um projeto competitivo, o go-verno federal assumiu uma baixa taxa de retorno para Angra 3, entre 8% e 10% ao ano. É justamente nessa taxa de retorno abaixo da realidade de mercado que estão escondidos os subsí-dios do Tesouro Nacional à
Eletronuclear para viabilizar Angra 3. Em termos financeiros, se a taxa de retorno é inferior ao custo de oportu-nidade do capital seria mais benéfico aos cofres públicos deixar o dinheiro no caixa do Estado e remunerá-lo a taxas de renda fixa, oferecendo garan-tias aos contribuintes.
A insustentabilidade financeira de Angra 3 levanta sérios questionamen-tos sobre a habilidade do governo em alcançar a segurança energética que o Brasil precisa para se desenvolver. Afinal, existem diversas alternativas mais baratas, seguras e de imple-mentação mais rápida do que uma usina nuclear. Para tirar o país da sombra do apagão, o governo federal deveria investir os R$ 7,2 bilhões de Angra 3 e seus subsídios em programas de economia de energia e na consolidação de um mercado brasileiro de fontes renováveis.
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ANEXOS
PANORAMA MUNDIAL
A partir da análise dos custos e riscos do uso de energia atômica, os programas nucleares no mundo podem ser hoje classificados, de modo geral, da seguinte maneira: (i) programas estacionários, (ii) programas em expansão e (iii) programas interrompidos.
Estacionários são programas de países que optaram por não aumentar seu parque nuclear, seja por motivações polí-ticas, econômicas, ou ambas. Enquadram-se nesta categoria França, Estados Unidos, Reino Unido, Alemanha, Suécia e Bélgica. No início de 2008, o governo britânico abriu a possibilidade de novos investimentos em usinas nucleares no país, mas ainda não existem projetos concretos em andamento.
Os programas em expansão são aqueles que estão em fase de planejamento ou de instalação de novas usinas atômi-cas, e existem em países como Japão, Coréia, China, Índia, Rússia e outras nações do leste europeu, além da África do Sul, que está pesquisando a tecnologia de reatores a gás (PBMR – Pebble Bed Modular Reactor).
Há, finalmente, os países que suspenderam totalmente a geração nuclear de suas matrizes energéticas, com a desati-vação e o abandono das instalações existentes. São países como a Itália, Áustria, Filipinas e Cazaquistão, que entram na terceira categoria, a dos programas interrompidos.
Recentemente, o governo alemão decidiu não instalar novos reatores no país e comprometeu-se a desativar completa-mente todos os que estão em funcionamento após o final de sua vida útil, que neste caso chega a 26 anos. A Turquia, que planejava desenvolver um programa nuclear, abandonou o projeto de construção da sua primeira usina atômica.
No Brasil, em junho de 2007, o governo do presidente Luiz Inácio Lula da Silva decidiu construir Angra 3. Pode-se afir-mar, então, que o Brasil, na contramão de vários países, possui um programa de expansão nuclear.
HISTÓRICO DA ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL
O Programa Nuclear Brasileiro nasceu na década de 1940, pós-Segunda Guerra Mundial. Em meados de 1950, Brasil e Estados Unidos firmaram dois acordos de cooperação na área nuclear: o primeiro foi o Acordo de Cooperação para o Desenvolvimento de Energia Atômica com Fins Pacíficos, que previa a transferência ao Brasil de urânio altamente enrique-cido para ser usado como combustível em reatores de pesquisa também fornecidos pelos EUA. O segundo acordo era chamado de Programa Conjunto para o Reconhecimento e a Pesquisa de Urânio no Brasil e previa a pesquisa e avaliação das reservas de urânio em solos nacionais e a posterior exportação do minério aos EUA.
Na década de 1960, Estados Unidos, França e Alemanha iniciam o uso da energia nuclear para a geração de eletrici-dade, marcando uma era de grandes investimentos com a disseminação de usinas e aumento na produção de energia atômica sob o pretexto do seu uso pacífico.
A construção de Angra 1, primeira usina nuclear brasileira, com capacidade de 657 MW, foi iniciada em 1972. A usi-na passou a operar comercialmente apenas em janeiro de 1985. Devido a uma série de problemas em equipamentos, a indisponibilidade de Angra 1 nos primeiros anos de operação era elevadíssima se comparada a padrões internacionais. As paradas freqüentes levaram a usina a ser apelidada de vagalume e acabaram implicando gastos significativos para resolver os problemas e garantir a estabilidade no fornecimento de energia à rede elétrica.
Em julho de 1975, foi celebrada a assinatura do Acordo sobre Cooperação para Uso Pacífico da Energia Nuclear, o chamado Tratado Brasil-Alemanha. O acordo concretizou a aquisição das usinas Angra 2 e 3 da empresa alemã “Kraftwerk Union A.G. – KWU”, subsidiária da SIEMENS.
As obras civis de Angra 2 – com capacidade de 1300 MW - foram iniciadas em 1976. A previsão inicial era que a usina entrasse em operação em 1983, mas o empreendimento foi progressivamente desacelerado devido à redução dos recursos financeiros disponíveis. Em 1995, foi decidida a retomada das obras de Angra 2 e realizada concorrência para a contratação da montagem eletromecânica. A usina entrou em funcionamento apenas no ano 2000.
Angra 3, embora constasse do acordo original de 1975, até hoje não foi construída. Em junho de 2007, o CNPE decidiu pela sua construção, pela Resolução número 3.
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O mundo vai precisar do dobro de energia até 2050. Para conse-guir isso, só existem duas opções: começar a produzir energia a partir de fontes renováveis ou continuar quei-mando combustíveis fósseis - como petróleo e carvão - e contribuir com o aquecimento global.
O Greenpeace fica com a primei-ra opção e propõe uma [R]evolução Energética – um guia prático que mos-tra como o país pode crescer até 2050 impulsionado por fontes renováveis de energia, eliminando as fontes sujas – petróleo, carvão e nuclear.
O relatório [R]evolução Energética apresenta cenários futuros para a ge-ração e distribuição de eletricidade no país com base em dados de aumento populacional, crescimento do PIB e fontes e tecnologias de energia dis-poníveis. Para 2050, é proposta uma matriz elétrica 88% renovável, livre de usinas nucleares e que agrega uma economia anual de R$ 117 bilhões em relação ao cenário tendencial, através de medidas de eficiência energética.
REVOLUÇÃO ENERGÉTICA
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Referências bibliográficas do relatório Elefante branco - os verdadeiros custos da energia nuclear
[1] Indústrias Nucleares do Brasil – INB; www.inb.gov.br[2] International Atomic Energy Agency – IAEA; www.iaea.org[3] Nucleus - www.iaea.org/DataCenter.[4] Power Reactor Information System – PRIS; www.iaea.org/programmes/a2/ [5] Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS; www.ons.org.br.[6] Instituto de Pesquisas Tecnológicas – IPT; www.ipt.br.[7] Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares; www.ipen.br.[8] Pinguelli, L. R.; Tolmasquim, M. T.; “Relatório Sobre o Workshop de Cientistas e Acadêmicos a Respeito da Conclusão de Angra III”, Rio de Janeiro, 2001.[9] Pinguelli, L. R.; “A batalha atômica”; artigo publicado na Revista Nossa História; julho/2006; disponível em, http://www.planeta.coppe.ufrj.br/ artigo.php?artigo=779 [10] Duarte, E.; “Relatório do Grupo de Trabalho Fiscalização e Segurança do Trabalho”; Brasília, 2006.[11] Monitor Nuclear; http://www.energiatomica.hpg.ig.com.br [12] Eletrobrás; “Relatório de Impacto Ambiental – RIMA da Unidade 3 da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto”, 2007.[13] Goldemberg, J.; “The Case for Renewable Energies” , 2004.[14] Associação Brasileira de Energia Nuclear; http://www.aben.com.br/ .[15] Revista Brasileira de Jornalismo Científico; “Energia nuclear: custos de uma alternative”; nº 12; Agosto/2000, http://www.comciencia.br/repor tagens/nuclear/nuclear01.htm.[16] Comissão Nacional de Energia Nuclear, http://www.cnen.gov.br.[17] Veja On-line; “Energia Nuclear em Profundidade”; http://veja.abril.com. br/idade/exclusivo/energia_nuclear/ .[18] Coimbra, G. L. “A História e o Desenvolvimento da Energia Nuclear no Brasil”, Seminário de Direito Internacional, promovido pelo Presidente da Comissão Permanente de Direito Internacional Dilermando de Castelo Cruz/IAB, maio, 2003[19] GEPEA-USP; “Geração Termonuclear no Brasil - Angra 3. Parecer sobre o documento “Geração Termonuclear” da Eletronuclear e Cepel”; Relatório Técnico Interno. 2003.
Referências bibliográficas do estudo de caso da USP
[1] ELETRONUCLEAR; “Avaliação Econômica-Financeira Angra 3”; rev.3ª, dezembro/2007.[2] ELETRONUCLEAR; “Geração Termonuclear”; 1998.[3] PNUD, “Relatório de Desenvolvimento Humano 2007/2008”, 2007.[4] PRIS, http://www.iaea.or.at/programmes/a2/ , 2007.[5] OECD, Projected Costs of Generating Electricity, 1992.
O Greenpeace é uma organização global e inde-pendente que promove campanhas para defender o meio ambiente e a paz, inspirando as pessoas a mudarem atitudes e comportamentos. Nós investigamos, expomos e confrontamos os responsáveis por danos ambientais. Também defendemos soluções ambientalmen-te seguras e socialmente justas, que ofereçam esperança para esta e para as futuras gerações e inspiramos pessoas a se tornarem responsá-veis pelo planeta.A produção deste relatório só foi possível gra-ças à colaboração de milhares de pessoas. O Greenpeace só aceita doações de pessoas físicas e não arrecada dinheiro com partidos políticos, empresas ou governos. Por isso a sua participa-ção é tão importante. No Brasil, contamos com a doação de cerca de 35 mil pessoas.Junte-se a nós! Para saber mais acesse o site.
26marçO de 2008
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