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SUMÁRIO
SOBRE A ELETROBRAS ELETRONUCLEAR
01
BREVE HISTÓRICO DA GERAÇÃO NUCLEAR NO BRASIL
04
A ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Qual o papel e a importância da energia nuclear como alternativa energética para
o Brasil?
07

A energia nuclear é uma tecnologia viável e sustentável no Brasil?
08

Quanto representa a produção de Angra 1 e Angra 2?
09

Qual foi a participação de Angra 1 e Angra 2 na matriz elétrica brasileira em
09
2014?

No ano passado, a participação das nucleares no Sistema Interligado Nacional
10
(SIN) foi maior que em 2013?

Quando Angra 1 e Angra 2 atingiram 200.000.000 MWh?
10

Qual foi o recorde de capacidade de geração da CNAAA?
11
ANGRA 1
1) DESEMPENHO / PRODUÇÃO

Qual a potência nominal da Usina Angra 1?
12

Quando a construção de Angra 1 foi iniciada?
12

Quando a Usina atingiu a primeira criticalidade (momento em que o reator entra
12
numa reação em cadeia)?

Quando se deu a primeira sincronização na rede?
13

Quando Angra 1 começou a operar comercialmente?
13

Qual é a área construída de Angra 1?
13

Quantos habitantes Angra 1 foi capaz de abastecer de energia elétrica em 2012?
13

Qual é o histórico de operação de Angra 1?
13
•
Qual foi o fator de disponibilidade (tempo em que a Usina esteve disponível para
15
gerar 100% de sua capacidade) de Angra 1 nos últimos anos?

Quais as principais causas dos baixos valores de fator de disponibilidade de
16
Angra 1, de 2005 até 2010?

Qual é a previsão de geração de energia para os próximos anos?
17

Qual é o fator de confiabilidade de Angra 1?
18

Qual a média de geração da Usina Angra 1 em relação ao seu potencial máximo?
18

Qual é a potência de consumo próprio de Angra 1?
18

Quando foi o primeiro reabastecimento de Angra 1?
18

Quando foi o último e quando será o próximo reabastecimento de Angra 1?
18

Quantos reabastecimentos já foram realizados?
18

De abril de 2005 até a substituição dos seus Geradores de Vapor, em 2009,
18
Angra 1 não operou a plena carga. Por quê?

Que medidas foram tomadas para que Angra 1 operasse a nível internacional?
19

Que investimentos poderão melhorar a disponibilidade de Angra 1?
19
2) CUSTOS

Quanto custou a instalação de Angra 1?
20

Qual o custo de produção de Angra 1?
20

Qual o valor gasto com a compra de equipamentos de Angra 1?
20
3) PROGRAMA DE MELHORIAS DE ANGRA 1

Que providências estão sendo tomadas para ampliar a vida útil de Angra 1, que
21
já está há mais tempo em funcionamento?

Qual a importância dos geradores de vapor?
21

Por que foi necessário trocar os dois geradores de vapor de Angra 1?
21

A troca dos geradores reduz o tempo de parada das usinas?
22

Quando se iniciou o processo e quando foi concluído?
22

Quais foram os fornecedores dos novos geradores de vapor?
22

Quanto tempo levou a fabricação dos geradores de vapor?
23

Como foi o transporte dos equipamentos até a CNAAA?
23

Quanto tempo levou a troca propriamente dita?
23

Como foi feita a substituição?
23

Onde foram armazenados os geradores antigos?
23

Qual o investimento total do projeto de substituição?
24

Que outras renovações estão sendo introduzidas em Angra 1?
24

Quais são os benefícios dos novos geradores e do combustível avançado para a
24
Usina Angra 1?

Por que a tampa do vaso do reator precisou ser trocada?
24

Para que serve a tampa do reator?
25

Quais os benefícios da troca da tampa do reator?
25

Como foi o processo de substituição da tampa do reator?
25

O que será feito com a tampa que foi substituída?
25

Quanto foi investido na operação de troca da tampa e quais foram os
26
fornecedores?

A instrumentação e o controle informatizado de Angra 1, criados há mais de 20
anos, ainda atendem às demandas da operação?
26
ANGRA 2
1) DESEMPENHO / OPERAÇÃO

27

27

Quando a Usina atingiu a primeira criticalidade (momento em que o reator entra
28
numa reação em cadeia)?

28

28

28

Quantos habitantes Angra 2 foi capaz de abastecer de energia elétrica em 2014?
28

Qual o histórico de operação de Angra 2?
28

Qual foi o fator de disponibilidade (tempo em que a Usina esteve disponível para
29
gerar 100% de sua capacidade) de Angra 2 nos últimos anos?

30

Qual a média de geração da Usina Angra 2 em relação ao seu potencial
30
máximo?

30

30

Quando será o próximo reabastecimento?
31

31

Qual é a previsão de geração de energia para 2015?
31

31

A Usina Angra 2 conseguiu um superávit de geração de 50 MW sem alterar o
32
projeto original. Quais foram as ações práticas adotadas para que a Eletronuclear
alcançasse esse desempenho?

O desempenho de Angra 2 é comparável a outras usinas do tipo PWR do resto
32
do mundo?

Angra 2 continuará operando em sua potência máxima (1.350 MW)?
32
2) CUSTOS

De quanto foi o custo das instalações de Angra 2?
33

Qual o custo/benefício da conclusão de Angra 2?
33
34
34


ANGRA 3
1) POR QUE ANGRA 3?

Angra 3, depois de mais de 20 anos, teve suas obras reiniciadas. Como foi essa
decisão governamental?
35

Quais os argumentos técnicos que referendaram a decisão do CNPE de concluir
36
Angra 3?

Como se deu o processo de licenciamento ambiental?
37

Além da licença do Ibama, que outras autorizações foram necessárias para a
37
efetiva retomada das obras de Angra 3?

O Ministério Público Federal (MPF) recomendou a paralisação das obras de
39
Angra 3, solicitando que fosse entregue um relatório final de análise de
segurança probabilística, antes do início da construção. Quais medidas foram
tomadas para cumprir essa solicitação?

A decisão sobre Angra 3 não deveria ter sido apreciada pelo Congresso
39
Nacional?

Por que as obras de Angra 3 foram paralisadas?
40

Quando foram feitas as primeiras intervenções no canteiro de obras de Angra 3?
40

Quando as obras foram reiniciadas?
40

Quando Angra 3 começará a gerar energia elétrica?
41

Quais os motivos do atraso para a conclusão de Angra 3?
41

Que benefícios Angra 3 trará para o setor elétrico brasileiro?
41
2) DADOS TÉCNICOS

Angra 3 é uma usina de última geração?
45

Qual será o tipo de reator de Angra 3?
45

Qual será a potência nominal da Usina?
45

Já foi determinada a garantia física de energia de Angra 3?
45

Quais são as diferenças entre Angra 2 e Angra 3?
45

Como será o Sistema de Instrumentação e Controle de Angra 3?
46

Qual será a área construída de Angra 3?
46

Qual o progresso físico atual de Angra 3?
46

Qual o cronograma para a conclusão da Usina?
46
3) CUSTOS E INVESTIMENTOS

Quanto foi gasto para a preservação de Angra 3 durante o período de paralisação
47
das obras?

Quanto já foi investido, até hoje, em compra de equipamentos e na construção da
48
Usina Angra 3? Quanto será necessário investir para a conclusão da Usina?

Qual o acréscimo financeiro sofrido pelo empreendimento Angra 3 em relação ao
48
orçamento de 2010?

Quem fará o investimento para a construção de Angra 3, o grupo Eletrobras ou
49
algum agente privado?

Esses financiamentos já foram solicitados?
49

Mas a aquisição no mercado internacional não se daria por meio de empréstimos
50
com bancos estrangeiros?

A indústria brasileira pode cobrir a montagem de Angra 3?
50

Qual é o grau de nacionalização previsto para Angra 3?
50

O que é Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento de Usinas
50
Nucleares (Renuclear) e de que forma ele beneficia Angra 3?

Já foi escolhido o modelo de comercialização de Angra 3?
51

O preço da energia gerada por Angra 3 não será alto demais, na comparação
51
com as outras fontes?
4) ACORDO

Angra 3 está prevista no acordo bilateral Brasil-Alemanha?
52

Com o reposicionamento da Alemanha em relação à energia nuclear, o governo
52
alemão ainda apoia a manutenção desse acordo?
5) CONTRATOS E LICITAÇÕES

Quando foi assinado o contrato de obras civis de Angra 3 com a Construtora
52
Andrade Gutierrez?

Qual é o valor do contrato de obras civis com a construtora Andrade Gutierrez?
53

A Andrade Gutierrez tinha de ser obrigatoriamente a empreiteira encarregada da
53
execução de Angra 3? Não se cogitou fazer outra licitação?

Estava prevista multa em caso de rescisão unilateral?
53

A Andrade Gutierrez está pleiteando novo aditivo contratual? Por que a partir do
53
mês de maio de 2014 a construtora iniciou um processo de desmobilização de
mão de obra no canteiro de Angra 3?

O que diz o acordo com a Areva? A empresa fornecerá os equipamentos e
54
financiará o projeto?

Que contratos já foram assinados para Angra 3?
54

Para que serviços precisarão ser feitos novos contratos mediante processo de
54
licitação?

Como foi feito o processo de licitação para a montagem eletromecânica?
55

Quais foram as empresas vencedoras da licitação da montagem
56

Como será implementado o contrato da montagem eletromecânica?
56

Qual o valor dos contratos da montagem eletromecânica
57
6) MÃO DE OBRA

A Eletronuclear está priorizando a contratação de trabalhadores dos municípios
57
vizinhos à Central Nuclear durante a construção de Angra 3?

Quantos trabalhadores já foram contratados para a obra?
58

Esse efetivo deve aumentar?
58

Qual o perfil da mão de obra requerida para Angra 3?
58
7) EQUIPAMENTOS

Os equipamentos de Angra 3 estão em condições de operação confiável e
60
segura?

Como é feita a preservação dos equipamentos?
60

Como funciona o programa de manutenção e preservação?
60

Quais são os principais equipamentos da Usina?
60

Esses equipamentos comprados na década de 1980 não estão obsoletos?
60

Que tipo de equipamento ainda será comprado?
61
NOVAS USINAS NUCLEARES

O Brasil planeja expandir sua capacidade de geração nucleoelétrica além de
62
Angra 3?


De que de forma o acidente no Japão afetou o Programa Nuclear Brasileiro?
Até agora, o que já foi feito pela Eletronuclear para dar prosseguimento às metas
62
63
do Programa Nuclear Brasileiro?

Quais aspectos são analisados para escolher a localização das novas centrais
63
nucleares?

A Eletronuclear inaugurou um escritório no Nordeste. Por que foi escolhida a
65
capital de Pernambuco?

Por que o litoral da Bahia até Pernambuco, considerado antes “área de
65
interesse”, foi descartado?

Quais as mudanças que devem ocorrer no Nordeste se forem instaladas usinas
66
nucleares?

Que outros tipos de benefícios a Região Nordeste teria?
66

Qual seria o investimento previsto para a implantação dessas novas usinas?
67

Em termos de custo de energia gerados por MW/h, em quanto tempo se
67
amortiza o custo de implantação de uma central nuclear?

Com relação aos subsídios, há previsão de investimentos estrangeiros na
68
construção dessas usinas?

Quais serão as alternativas tecnológicas para as novas usinas?
68

Qual a participação e a importância da indústria brasileira nesse processo?
68

Qual será a participação da energia nuclear na matriz energética brasileira com
68
as novas usinas?

A construção das centrais está vinculada ao crescimento da economia do país e,
69
por consequência, da demanda por energia. A crise internacional deve reduzir
significativamente a taxa de crescimento econômico por um período que o
governo considera médio. O programa sofrerá alterações?

A cadência de uma nova usina por ano é factível? Como?
TEMAS GERAIS
69
1) TARIFA


Qual é o custo da energia gerada pelas usinas nucleares?
Em comparação com outras formas de geração de energia, a fonte nuclear é
70
70
competitiva?
2) BALANÇO PATRIMONIAL / DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO


De quanto foi o resultado da Eletronuclear em 2014?
Quais foram as mudanças feitas que contribuíram para a regressão do resultado
71
72
do serviço da Eletronuclear?


Qual o investimento realizado da Eletronuclear no ano 2014?
O orçamento da Eletronuclear foi aprovado pelo Programa de Dispêndios
73
73
Globais?
3) FUNCIONAMENTO E SEGURANÇA DAS USINAS

Qual é a vida útil das usinas nucleares?
74

Como é o funcionamento de uma usina nuclear?
75

A energia nuclear é distribuída pelo Sistema Interligado Nacional (SIN)?
76

Quais são os estados que não fazem parte do SIN?
76

Qual é o grau de segurança das usinas nucleares?
76

Os padrões de segurança nuclear adotados no Brasil são eficientes?
79

O que é um prédio de contenção?
80

Quais são as principais diferenças entre a central de Chernobyl e as usinas de
82
Angra?

Quais são as principais diferenças entre a central de Fukushima e as usinas de
85
Angra?

Quantos acidentes aconteceram nos últimos dez anos?
86

Que tipo de acidente seria mais possível de acontecer nas usinas nucleares de
87
Angra?

Nos dosímetros aparece a medida de radiação. Como se chama essa medida?
87

Quanto um funcionário pode receber de radiação? A taxa é mensal?
87

O que acontece quando se ultrapassa o limite de radiação que um funcionário
88
pode receber?

O que aconteceria se um avião caísse na Central Nuclear?
88

O projeto estrutural leva em consideração a possível ocorrência de um abalo
89
sísmico?

E o terremoto que atingiu o litoral paulista em 2008?
90

Existe um monitoramento sísmico nas usinas?
91

Qual a possibilidade de um tsunami (maremoto) atingir o litoral brasileiro na
91
Região Sudeste?

Existe no local um sistema de segurança adequado para impedir uma possível
92
ocorrência de invasão? Quais são as medidas existentes para se detectar,
impedir e combater tal fato?
4) EVENTOS OPERACIONAIS E PLANO DE EMERGÊNCIA

Existe um plano de emergência? É feito algum tipo de treinamento com a
92
população local?

Quais são os órgãos envolvidos?
93

Como é feito o planejamento de resposta a emergências nucleares?
93

Como foram definidas estas distâncias?
93

Há quantas pessoas aproximadamente nas ZPEs 3 e 5?
94

No âmbito do Plano de Emergência, como são classificados os eventos e a partir
94
de que nível devem preocupar a população?

Como é feito o aviso para a população?
96

E se esse sistema de som não funcionar?
96

Como é feita a remoção da população?
96

Para onde vai a população removida?
96

Esse plano é testado periodicamente?
97

A população recebe regularmente esclarecimentos sobre o plano?
97

Como funciona o Plano de Emergência Local?
98
5) REJEITOS

Como são classificados os rejeitos radioativos?
99

Como a Eletronuclear vem conduzindo as ações relacionadas aos rejeitos de
99
Angra 1 e Angra 2 e como pretende resolver a questão para Angra 3?

Qual o grau de perigo que eles oferecem para as pessoas e o meio ambiente?
101

Quando, exatamente, são produzidos rejeitos de médio e alto níveis de radiação?
101

Onde estão sendo armazenados os rejeitos de Angra 1 e Angra 2? E onde serão
101
armazenados os rejeitos de Angra 3?

Os projetos de construção de depósitos na Europa são do mesmo nível que os
102
nossos?

Por que os Depósitos 2 e 3 foram construídos com paredes de concreto, e o
102
Depósito 1 é de alvenaria?

As obras do Depósito 3 já foram concluídas? Quantos empregos esse
103
empreendimento gerou?

Qual foi o custo de construção do Depósito 3?
103

Por que a obra do módulo B do Depósito 2 foi embargada em 2003? Como está o
103
licenciamento do empreendimento atualmente?

Qual é a capacidade do Depósito 2B e quanto foi investido para sua conclusão?
104

Para que servirá o Prédio de Monitoração? Qual é o custo do empreendimento?
105

Como se deve resolver o problema do armazenamento dos rejeitos que se
105
encontram em depósitos iniciais?

Qual a capacidade de armazenamento dos Depósitos Iniciais de Rejeitos?
105

Qual é a área dos Depósitos Iniciais de Rejeitos?
106

Como é feita a ocupação desses depósitos?
107

A Eletronuclear vem tomando medidas para otimizar a capacidade de
107
armazenamento dos Depósitos Iniciais de Rejeitos?

Qual a produção de rejeitos de Angra 1 e Angra 2?
107

Quantas toneladas de rejeitos existem armazenadas na Central Nuclear de Angra
107
dos Reis? E nos Estados Unidos?

Qual é a quantidade de elementos combustíveis (rejeitos de alta atividade)
108
armazenados nas piscinas de combustível usado?

Qual é a massa dos elementos combustíveis de Angra 1 e de Angra 2?
108

Qual a capacidade das piscinas que guardam os elementos combustíveis usados
108
nas usinas?

O espaço ainda disponível nas piscinas é suficiente para mais quanto tempo de
108
operação?

Como os rejeitos de baixa e média atividades são manuseados e armazenados?
109

Como é feito o transporte dos rejeitos de baixo e médio níveis de radiação de
110
dentro das usinas até os Depósitos Iniciais?

O que aconteceria se o caminhão que transporta os rejeitos caísse na encosta?
110

No caso de deslizamento de encosta, o que aconteceria com os rejeitos?
110

Como a população da região pode fiscalizar a segurança do armazenamento dos
110
rejeitos?

Qual o atual estágio de desenvolvimento do depósito definitivo de rejeitos
111
radioativos?

Qual a lei que dispõe sobre a seleção de locais para a construção dos depósitos
111
finais de rejeitos radioativos?

Como seria o transporte dos rejeitos caso o depósito definitivo fosse fora do sítio
112
das usinas?

O que é reprocessamento dos elementos combustíveis e qual o seu objetivo?
112

O país estuda a possibilidade de fazer o reprocessamento dos combustíveis
113
usados?

Por que os rejeitos não são incinerados?
113

Quanto tempo os rejeitos precisam ficar armazenados para deixar de causar
114
ameaça à população?

O que é a meia-vida dos radionuclídeos?
114
6) COMBUSTÍVEL

Qual é o custo do combustível nuclear? Se comparado a outras fontes
115
energéticas, é competitivo?

No caso do aumento do preço do urânio, qual é a consequência nos custos de
116
geração de energia nuclear?

Que quantidade de urânio é necessária para produzir 1 kWh?
116

Como estão nossas reservas de urânio? O que temos hoje e qual é sua vida útil?
117
Há perspectivas de crescimento?

Quando a Jazida de Itatiaia, em Santa Quitéria, no Ceará, entrará em operação?
117

Qual a expectativa para que Angra 3 receba o urânio extraído das minas de
117
Caetité e Santa Quitéria?

O Brasil enriquece urânio?
117

Como o combustível chega a Angra?
118

Quais são as etapas do ciclo do combustível nuclear?
119

Quantos elementos combustíveis são necessários para abastecer as usinas de
121
Angra 1 e Angra 2? E qual é a característica desses combustíveis?
7) PARADAS

Como é feito o reabastecimento das usinas?
122

Qual o impacto das paradas de reabastecimento no Sistema Integrado Nacional?
122

Qual é o custo por dia das usinas Angra 1 e Angra 2 quando paralisadas por
123
incidentes ou para recarga e manutenção técnica?

O que acontece com o combustível usado?
123

Há necessidade de licenciamento?
123
•
Quais os órgãos envolvidos nessa operação?
124

Que tipo de combustível é usado na recarga?
124

Qual é a previsão das paradas de 2015?
124
8) FUNDO DE DESCOMISSIONAMENTO E SEGURO DAS USINAS

O que é descomissionamento de uma usina nuclear?
124

O que é o fundo de descomissionamento das usinas?
124

Qual será o custo do descomissionamento de Angra 1 e Angra 2?
125

De onde provêm os recursos para o fundo de descomissionamento das usinas
125
Angra 1 e Angra 2?

Como funciona o seguro das usinas nucleares? Qual o valor das apólices?
126

Quais riscos são cobertos pelo seguro?
126

De quanto em quanto tempo as usinas são vistoriadas pelas seguradoras?
127
9) MEIO AMBIENTE

Em março de 2014, o Ibama concedeu a Licença de Operação Unificada para a
127
Central Nuclear. O que significa isso no processo de licenciamento ambiental?

Quais as vantagens ambientais de uma usina nuclear sobre as usinas térmicas
convencionais?
128

Como é monitorado o meio ambiente para saber se não há risco?
131

Qual a posição da empresa em relação aos protestos dos ambientalistas?
132
10) RESPONSABILIDADE SOCIOAMBIENTAL

Como a empresa atua na área de responsabilidade socioambiental?
133

Qual a importância para a empresa em agir de forma socialmente responsável?
133

A empresa apoia parcerias com o poder público?
134

Como é avaliado o retorno desses projetos para a empresa?
134

Quais são os projetos desenvolvidos pela Eletronuclear na área de saúde?
136

Qual é a relação entre a Eletronuclear e a Feam?
136

O que é o Cira?
137

Como a Eletronuclear está investindo na área de educação?
138

Quais são os projetos da Eletronuclear para o meio ambiente?
139

A criação da Estação Ecológica de Tamoios, em janeiro de 1990, é uma das
140
medidas compensatórias decorrentes da instalação de Angra 2?

E o Parque Nacional da Serra da Bocaina? Qual é o envolvimento da Eletrobras
141
Eletronuclear?

A Eletrobras Eletronuclear dá suporte às comunidades indígenas vizinhas às
142
suas instalações?

Que tipo de investimento cultural a empresa promove?
142

Que outros investimentos a Eletronuclear vem fazendo para melhorar a qualidade
143
de vida nos municípios de Paraty, Rio Claro e Angra dos Reis?

A CNAAA é aberta ao público para visitação? Para a empresa, qual a importância
144
de políticas de comunicação como a do Centro de Informações de Itaorna, onde
há uma exposição de filmes e folhetos educativos?

Quanto foi investido na área em 2014?

11) O ACIDENTE NUCLEAR NA CENTRAL DE FUKUSHIMA DAIICHI

Quais são as principais diferenças entre a central de Fukushima e as usinas de
145
146
Angra?

Diante do acidente nuclear no Japão, o Brasil deverá manter o seu programa
147
nuclear?

Quais as lições aprendidas com o acidente nuclear no Japão?
148

As usinas brasileiras correm o risco de sofrer com tsunamis como o ocorrido no
149
Japão?

As nossas usinas são seguras?
149

Que medidas de segurança adicionais o Brasil está adotando nas usinas de
150
Angra após a tragédia no Japão?

E como está o andamento desse plano?
12) PANORAMA DA ENERGIA NUCLEAR NO MUNDO
151

Quais são as projeções da AIEA quanto ao crescimento da energia nuclear?
154

Por quanto tempo as reservas de urânio conhecidas poderão abastecer as usinas
156
nucleares? Que países possuem as maiores reservas?

Qual a participação da energia nuclear no mercado mundial?
157

Qual é a capacidade instalada mundial por fonte nuclear?
157

Como estão distribuídos, no mundo, os reatores nucleares?
158

Como estão distribuídos, no mundo, os reatores do tipo PWR utilizados nas
159
Usinas Angra 1 e Angra 2?

Quantos reatores nucleares estão em construção no mundo?
160

Dos reatores em construção, quantos são do tipo PWR?
160

Quais os países que mais dependem da energia nuclear dentro de sua matriz
161
energética?

Quais os países que mais contribuem com energia nuclear na matriz energética
162
mundial? E o Brasil, com quanto contribui?

Qual a situação atual da energia nuclear em alguns países?
Produção e edição: Coordenação de Relacionamento com a Mídia (Julho/2015)
164
SOBRE A ELETROBRAS ELETRONUCLEAR
A Eletrobras Eletronuclear é uma sociedade anônima de economia mista com a
finalidade de operar e construir as usinas termonucleares do país. Subsidiária
da Eletrobras, foi criada em 1997 a partir da fusão entre a antiga Diretoria
Nuclear de Furnas e Nuclebrás Engenharia (Nuclen). A Eletronuclear opera as
duas usinas nucleares da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA),
no município de Angra dos Reis, com a capacidade instalada total de 1.990
MW. Pelo sistema elétrico interligado, essa energia chega aos principais
centros consumidores do país. Em 2014, correspondeu a aproximadamente 3%
da energia elétrica consumida no Brasil e a um terço do consumo total de
energia elétrica do Estado do Rio de Janeiro – proporções que se ampliarão
quando estiver concluída a terceira usina da Central.
Atualmente, estão em operação as usinas Angra 1, com capacidade para
geração de 640 megawatts elétricos, e Angra 2, com potência de 1.350
megawatts elétricos. Angra 3, que será praticamente uma réplica de Angra 2
(incorporando os avanços tecnológicos ocorridos desde a construção dessa
Usina), está prevista para gerar 1.405 megawatts.
A CNAAA, situada em Itaorna, município de Angra dos Reis, foi assim
denominada em justa homenagem ao pesquisador pioneiro da tecnologia
nuclear no Brasil e principal articulador de uma política nacional para o setor.
Embora a construção da primeira usina tenha sido sua inspiração, o almirante,
nascido em 1889, não chegou a ver Angra 1 gerando energia, pois faleceu em
1976. Mas sua obra persiste na competência e na capacitação dos técnicos
que fazem o Brasil ter hoje usinas nucleares classificadas entre as mais
eficientes do mundo.
PESSOAL E VILAS RESIDENCIAIS
A Eletronuclear tem quantos funcionários?
O quadro de pessoal da Eletronuclear, em 30/04/2015, é composto por 2.251
empregados, sendo 649 na Sede no Rio de Janeiro, 1.599 em Angra dos Reis
e 3 no escritório de Brasília.
Quantas vilas residenciais a Eletronuclear possui? Quantas residências
existem em cada uma dessas vilas? Que outras instalações há nas vilas?

Vila Residencial de Praia Brava:
540 Residências;
02 Hotéis:

Hospedagem I - 06 suítes e 48 apartamentos;

Hospedagem II - 21 apartamentos e 31 quartos;
01 Hospital;
01 Escola;
01 Creche;
02 Clubes;
01 Espaço Cultural Eletrobras Praia Brava;
01 Centro Comercial;
01 Centro Ecumênico.

Vila Residencial de Mambucaba:
481 Residências;
72 Flats;
01 Laboratório de Monitoração Ambiental;
01 Centro de Treinamento com Simulador;
03 Escolas;
02 Creches;
01 Clube e 3 Centros Comerciais;
01 Unidade Médica da FEAM;
03 Campos de Futebol;
03 Quadras Poliesportivas.

Vila Operária:
201 Residências;
05 Blocos de Hospedagem com banheiros coletivos com 155 quartos;
03 Blocos de Hospedagem com 84 apartamentos e banheiros individuais e
(suítes);
04 Blocos de Alojamento com banheiros coletivos com 128 quartos;
09 Repúblicas com 34 leitos;
01 Centro de Medicina de Radiações Ionizantes;
01 Restaurante;
01 Destacamento do Corpo de Bombeiros;
01 Centro Ecumênico;
01 Campo de Futebol.

Vila Consag
150 residências;
01 Churrasqueira;
01 Centro Comercial;
01 Restaurante.
LOCALIZAÇÃO
Por que o município de Angra dos Reis foi escolhido para abrigar a
CNAAA?
A CNAAA está instalada num dos pontos mais bonitos do litoral do país, na
Praia de Itaorna. Um dos fatores determinantes para escolha do local foi a
proximidade quase equidistante de três grandes centros consumidores
brasileiros: Rio de Janeiro, São Paulo e Belo Horizonte, evitando perdas de
energia em longas linhas de transmissão. Outro fator importante foi a
proximidade do mar. Embora o urânio seja o combustível, é a água que
movimenta e refrigera uma usina nuclear. Por isso ela precisa ser construída
próxima a um rio ou mar, onde exista água em abundância.
Qual é o tamanho da área ocupada pela CNAAA?
A área ocupada pela CNAAA é de 1,6 km², porém com as demais instalações
de apoio (estações de tratamento de águas, laboratório de monitoração, centro
de treinamento, vilas residenciais, etc.) a área total é de 3,5 km².
BREVE HISTÓRICO DA GERAÇÃO NUCLEAR NO BRASIL
•1968 – O governo brasileiro decide construir a primeira usina nuclear.
•1972 – Começa a construção de Angra 1.
•1975 – O Brasil assina um acordo de cooperação com a Alemanha para ter
acesso ao ciclo completo de abastecimento. Inicia uma forte indústria de
equipamentos, produção de combustível nuclear e um protocolo de compra de
oito usinas nucleares.
•1975 – Os dois primeiros reatores de 1.300 MW Siemens/KWU são
encomendados, e a construção começa.
•1982 – Angra 1 é conectada à rede pela primeira vez.
• As atividades de construção de Angra 2 se desenvolvem vagarosamente nos
anos 1980.
•1984 – As obras civis de Angra 3 são iniciadas.
•1985 – Início da operação comercial de Angra 1.
•1986 – As obras de Angra 3 são paralisadas.
•1996 – É contratada a montagem eletromecânica de Angra 2.
•1997 – É criada a Eletronuclear.
•2001 – Início da operação comercial de Angra 2.
•2006 - Angra 1 e Angra 2 atingem produção acumulada de 100 milhões de
MW/h
•2007 – O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autoriza a
retomada de Angra 3 no dia 25/06/2007.
•2008 – O Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Renováveis
(Ibama) concede, no dia 23/07/2008, a Licença Prévia Ambiental da Usina
Angra 3.
•04/03/2009 – O Ibama emite a Licença de Instalação que autoriza o início das
obras de Angra 3.
•04/06/2009 – Concluída parada para substituição dos geradores de vapor de
Angra 1.
•24/06/2009 – A Prefeitura de Angra dos Reis emite o Alvará de Licença para a
construção de Angra 3.
•22/07/2009 – O Tribunal de Contas da União revisa a minuta do termo aditivo
ao contrato de obras civis e autoriza a retomada de Angra 3.
•07/11/2009 – Angra 1 e Angra 2 atingem produção total acumulada de 150
milhões de megawatts.
•31/05/2010 – A Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) concede a
Licença de Construção de Angra 3, autorizando o início da concretagem da laje
do prédio do reator da Usina – marco zero da obra.
•21/07/2010 – Angra 2 completa 10 anos de operação.
•29/12/2010 – BNDES aprova financiamento de R$ 6,1 bilhões para construção
de Angra 3.
•01/04/2012 – Angra 1 completa 30 anos.
•28/12/2012 - A Eletrobras firma contrato com a Caixa Econômica Federal, no
valor de R$ 3,8 bilhões, para financiar a aquisição de bens e serviços no
mercado internacional
•01/01/2013 – Energia de Angra 1 e Angra 2 passa a ser comercializada
diretamente com distribuidoras.
•15/02/2013 – Angra 1 e Angra 2 atingem a marca de produção total
acumulada de 200 milhões de megawatts.
•06/03/2013 – Concluída parada para substituição da tampa do vaso do reator
de Angra 1
•07/11/2013 – A Eletronuclear firma contrato com a Areva, no valor de €1,25
bilhão (cerca de R$ 3,87 bilhões), para o fornecimento de serviços de
engenharia e equipamentos importados para Angra 3, incluindo o sistema
digital de instrumentação e controle da usina.
•01/02/2014 – A Fundação Eletronuclear de Assistência Médica (Feam)
completa 15 anos.
•12/03/2014 – O Ibama concede Licença de Operação Unificada para todas as
instalações da Central Nuclear.
•19/09/2014 – Foram assinados os contratos para execução da montagem
eletromecânica da Usina Angra 3.
•01/10/2014 – Iniciada a mobilização no canteiro de obras para o começo da
montagem eletromecânica de Angra 3.
•13/11/2014 – Publicada a Lei Nº 13.043, que institui o Renuclear e garante
isenção de impostos de cerca de R$ 1,5 bilhão no empreendimento Angra 3.
A ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL
Qual o papel e a importância da energia nuclear como alternativa
energética para o Brasil?
De complementaridade. Não deve existir competição entre as fontes
energéticas disponíveis. Dificilmente haverá uma fonte de energia que
represente solução única de forma sustentável para um país. O próprio
exemplo brasileiro, cujo sistema elétrico integrado foi por muito tempo baseado
essencialmente na fonte hídrica e que hoje passa por uma transformação no
sentido de se tornar um sistema hidrotérmico, reforça essa tese.
O caráter largamente majoritário da hidroeletricidade torna o Brasil um caso
único, com uma importante vantagem competitiva em nível global. A operação
do sistema, entretanto, vai depender de quanto e onde chove no país, ou seja,
da natureza.
Um sistema hídrico que se autorregule para enfrentar um ano seco como, por
exemplo, o de 2001, necessita, no mínimo, de cinco meses de energia hídrica
armazenada. No entanto, as usinas hidroelétricas que deverão entrar em
operação, de agora em diante, tenderão a apresentar uma razão entre a
capacidade de armazenamento de água e a produção de energia elétrica da
ordem de dois meses. Grandes reservatórios na Amazônia, região onde se
encontra
a
maior
parte
do
potencial
hidroelétrico
disponível
para
aproveitamento, são inviáveis dos pontos de vista social e ambiental.
Portanto, a geração de eletricidade no Brasil por meio de centrais térmicas, a
médio prazo, não é motivada pelo esgotamento do potencial hídrico, mas para
fazer frente aos riscos hidrológicos. Nesse contexto, as usinas termoelétricas
passam a ser provenientes da necessidade de regulação do sistema.
A expansão da contribuição de outras fontes renováveis – eólica, solar,
biomassa – deverá ser a máxima possível. Porém elas não reduzirão a
necessidade da complementação térmica. Todas as fontes renováveis
dependem dos ciclos da natureza e requerem complementação térmica para os
períodos em que não estão plenamente disponíveis.
O país está passando por um “divisor de águas”. A situação atual de virtual
“monopólio” da hidroeletricidade no Sistema Interligado Nacional apresenta
tendência de evolução para uma situação em que a componente hidroelétrica
continuará a predominar e ter precedência. Porém, ao lado de uma importante
componente termoelétrica necessária para garantir o funcionamento seguro do
sistema.
Nesse contexto, o Brasil tem uma situação privilegiada, pois dispõe, em seu
território, de diversas alternativas de geração térmica: urânio, carvão,
biomassa, gás natural e petróleo. O que determinará a contribuição relativa de
cada uma para a complementação térmica serão os fatores de utilização,
abundância em território nacional, segurança de abastecimento, logística de
aprovisionamento, volatilidade de preço, impacto ambiental e outros usos
(transporte, indústria).
Deve-se ressaltar que, diferentemente dos combustíveis fósseis, o combustível
nuclear – urânio –, do qual o Brasil possui uma das maiores reservas mundiais,
não tem atualmente qualquer outro uso industrial que não seja a geração de
energia elétrica. Essa importância se torna ainda mais realçada agora, quando
o país passou a dominar o conhecimento do ciclo completo de fabricação do
combustível nuclear.
A energia nuclear é uma tecnologia viável e sustentável no Brasil?
Sim, por vários aspectos. Primeiro porque a opção nuclear permite a geração
confiável de uma energia ambientalmente limpa, que não contribui para o efeito
estufa, e não é afetada pelas variações climáticas. Além disso, a energia
nuclear faz uso de um combustível de origem nacional, o que permite minimizar
vulnerabilidades no abastecimento e na proteção contra a volatilidade dos
preços, não estando sujeito a flutuações no mercado internacional. Por
ocuparem uma área pequena, quando comparadas com outras formas de
geração de energia, as usinas nucleares podem ficar próximas aos grandes
centros consumidores, eliminando a necessidade de longas linhas de
transmissão.
Quanto representa a produção de Angra 1 e Angra 2?
Como o parque elétrico brasileiro tem mais de 65% da capacidade instalada de
geração de origem hidráulica, com longas linhas de transmissão até os grandes
centros consumidores, a importância de Angra 1 e Angra 2 para a estabilização
do sistema elétrico no eixo Rio-São Paulo é muito grande. São 640 MW de
Angra 1 e 1.350 MW de Angra 2, fundamentais para a melhoria da
confiabilidade no fornecimento de energia elétrica para o sistema da Região
Sudeste. A energia nuclear respondeu em 2014 por 2,87% da geração do
Sistema Interligado Nacional e, particularmente, no que diz respeito ao Rio de
Janeiro, corresponde a um terço do consumo cativo total de energia elétrica do
estado.
Angra 3 acrescentará outro bloco de energia similar ao de Angra 2. Com as
três usinas em operação, o complexo nuclear de Angra dos Reis terá um
potencial de geração total de aproximadamente 29.700.000 MWh por ano,
sendo capaz de atender a cerca de 60% da demanda energética do Estado do
Rio de Janeiro, se considerarmos os dados de 2014.
Qual foi a participação de Angra 1 e Angra 2 na matriz elétrica brasileira
em 2014?
Em 2014, a produção de energia elétrica de Angra 1 e Angra 2, juntas, foi de
15.434.507,1 MWh – o que representa 2,87% da geração de energia elétrica
do Sistema Interligado Nacional (SIN). Segundo dados do Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS), a nuclear foi a quinta maior fonte de geração
elétrica, ficando atrás das hidroelétricas e das térmicas a gás, a óleo e carvão.
Geração do Sistema Interligado Nacional (SIN)
Período: Janeiro/2014 a Dezembro/2014
Geração
Geração Total
Tipo de Usina
Térmica
(GWh)
Hidráulica (1)
Nuclear
Gás
Carvão
Óleo
Biomassa
Eólica
Total térmicas
Total do SIN
392.584,942
15.433,252
68.742,767
17.384,838
26.204,505
11.059,480
6.564,349
138.824,842
537.974,133
Nuclear
(%)
72,97
2,87
12,78
3,23
4,87
2,06
1,22
25,81
100,0
11,12
49,52
12,52
18,88
7,97
100,0
-
Geração Térmica
Geração Total
Hidráulica (1)
(%)
Gás
Carvão
Óleo
Biomassa
Eólica
(1) Inclui a parcela de Itaipu-Brasil
Fontes: Dados do SIN - ONS; Dados de Angra 1 e Angra 2 - SMF (Sistema de Medição para Faturamento)
No ano passado, a participação das nucleares no Sistema Interligado
Nacional (SIN) foi maior que em 2013?
As usinas nucleares Angra 1 e Angra 2 fecharam o ano de 2014 gerando,
juntas, 15.434.507,1 megawatts-hora contra 14.640.181,7 megawatts-horas
gerados em 2013 – a 3ª melhor marca da história da Eletronuclear até agora.
A energia gerada em 2014 seria suficiente para suprir, ao mesmo tempo, os
estados do Pará e de Minas Gerais durante um ano.
Quando Angra 1 e Angra 2 atingiram 200.000.000 MWh?
No dia 15 de fevereiro de 2013, as usinas nucleares atingiram a produção total
de 200.000.000 MWh. Angra 1 está em operação comercial desde abril de
1985 e Angra 2, desde fevereiro de 2001. Os 200.000.000 MWh dariam para
atender ao consumo das seguintes cidades:

Porto Alegre por 55 anos

Recife por 50 anos

Belo Horizonte por 32 anos

Rio de Janeiro por 12 anos

São Paulo por 7 anos
Qual foi o recorde de capacidade de geração da CNAAA?
No dia 30 de agosto de 2014, a CNAAA obteve um novo recorde de
capacidade de geração. Angra 1 e Angra 2 atingiram juntas 2.036 MW. No dia
8 de setembro, as usinas atingiram a segunda maior marca de sua história,
registrando 2.033 MW.
ANGRA 1
1. DESEMPENHO / PRODUÇÃO
Em 1968, o governo brasileiro decidiu ingressar no campo da produção da
energia nucleoelétrica, com o objetivo primordial de propiciar ao setor elétrico a
oportunidade de conhecer essa moderna tecnologia e adquirir experiência para
fazer frente às possíveis necessidades futuras. Como àquela época já estava
prevista uma complementação termoelétrica na área do Rio de Janeiro, foi
decidido que esse aumento se fizesse mediante a construção de uma usina
nuclear de cerca de 600 MW. Essa incumbência foi, então, confiada pela
Eletrobras à Furnas, que realizou uma concorrência internacional, vencida pela
empresa americana Westinghouse. Angra 1 foi adquirida sob a forma de turn
key, como um pacote fechado, que não previa transferência de tecnologia por
parte do fornecedor. No entanto, a experiência acumulada pela Eletronuclear,
com indicadores de eficiência que superam os de muitas usinas similares,
permite que a empresa tenha, hoje, a capacidade de realizar um programa
contínuo de melhoria tecnológica em Angra 1, incorporarando os mais recentes
avanços da indústria nuclear.
A potência elétrica (bruta) de Angra 1 é 640 MW.
A construção de Angra 1 foi iniciada em 29 de março de 1972 com a
concretagem da laje do prédio do reator.
Quando a Usina atingiu a primeira criticalidade (momento em que o reator
entra numa reação em cadeia)?
A primeira reação em cadeia foi estabelecida às 20h23 do dia 13/03/1982.
Às 15h26 do dia 01/04/1982.
A Usina Angra 1 começou a operar comercialmente no dia 01/01/1985.
Angra 1 ocupa 37.918,35 m2.
Quantos habitantes Angra 1 foi capaz de abastecer de energia elétrica em
2014?
Angra 1 foi capaz de abastecer 9,9 milhões de habitantes, considerando a
média de consumo do Brasil por habitante (0,501 MWh/ano), obtida a partir da
média de consumo nacional por residência (2,004 MWh/ano) e o parâmetro
utilizado pelo IBGE para estabelecer o número de habitantes por residência (4).
A unidade poderia atender ao consumo do estado do Ceará por
aproximadamente 1 ano.
Qual é o histórico de operação de Angra 1?
A geração bruta, desde o início da operação comercial até 31 de dezembro de
2014, é a seguinte:
ANO
FASE 1
GERAÇÃO BRUTA DE ANGRA 1 (MWh)
APARECIMENTO E SOLUÇÃO DE
GRANDES PROBLEMAS
1985
3.412.087,3
1986
145.597,2
1987
973.301,9
1988
613.961,3
1989
1.845.373,8
1990
2.258.049,0
1991
1.441.597,1
1992
1.752.277,1
1993
441.769,9
FASE 2
APÓS A SOLUÇÃO DOS PROBLEMAS
1994
54.960,4
1995
2.520.684,7
1996
2.428.936,2
FASE 3
APÓS A CISÃO DE FURNAS E A FUSÃO
COM A NUCLEN
1997
3.161.440,0
1998
3.265.251,5
1999
3.976.943,2
2000
3.423.307,6
2001
3.853.499,2
2002
3.995.104,0
2003
3.326.101,3
2004
4.124.759,2
2005
3.731.189,7
2006
3.399.426,4
2007
2.708.723,5
2008
3.515.485,9
2009
2.821.494,7
2010
4.263.040,8
2011
4.654.487,0
2012
5.395.561,3
2013
3.947.626,4
2014
4.989.574,6
TOTAL
86.441.612,2
Qual foi o fator de disponibilidade (tempo em que a Usina esteve
disponível para gerar 100% de sua capacidade) de Angra 1 nos últimos
anos?
Angra 1
ANO
(%)
2000
80,81
2001
82,90
2002
86,35
2003
73,30
2004
90,05
2005
81,61
2006
74,88
2007
61,45
2008
78,90
2009
57,30
2010
77,30
2011
89,60
2012
97,26
2013
71,20
2014
88,71
Quais as principais causas dos baixos valores de fator de disponibilidade
de Angra 1, de 2005 até 2014?
Fator de
Ano
Disponibilidade
Principais causas
(%)
2005
81,61
2006
74,88
2007
61,45
Execução de reparos nos
geradores de vapor
Substituição do rotor de uma
das turbinas de baixa pressão
Problemas na excitatriz do
gerador elétrico
2008
78,90
Preservação dos geradores de
vapor
Substituição dos geradores de
2009
57,30
vapor no período de 24/01/09 a
06/06/09
- Reparo no Sistema de
Refrigeração a Hidrogênio do
gerador elétrico principal;
2010
77,30
- Balanceamento de um dos
mancais do gerador elétrico
principal.
Substituição da tampa do vaso
2013
71,20
do reator de Angra 1 no período
de 05/01/13 a 06/03/13.
- Inspeção interna das soldas
do fundo do vaso do reator
2014
88,72
- Upgrade do sistema digital de
controle eletro-hidráulico
(DEHC) – com a instalação do
Software OVATION
O dado abaixo se refere à geração bruta de Angra 1, descontando os dias de
parada para reabastecimento de combustível e manutenção periódica e 3% de
Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada (TEIF) para eventuais
desligamentos não programados:
A expectativa é que a geração de Angra 1, em 2015, seja de
aproximadamente 4.548.092 MWh.
A Eletronuclear utiliza 3% de TEIF (Taxa Equivalente de Indisponibilidade
Forçada). Ou seja, após abater as paradas programadas, ainda existe a taxa
da incidência de paradas não programadas. Portanto, o fator de confiabilidade
das usinas é de 97%. Os valores de geração bruta listados acima já estão
levando em conta as paradas programadas.
máximo nos últimos anos?
A média de geração de Angra 1 nos últimos 15 anos, em relação ao seu
potencial máximo, é de 79,44%.
30 MW.
A primeira parada para reabastecimento de combustível de Angra 1 foi
realizada de 04/01/1986 a 31/07/1986, simultaneamente, com outros serviços
técnicos na Usina.
Quando foi o último e quando será o próximo reabastecimento de Angra
1?
O último reabastecimento de Angra 1 (1P21) aconteceu no período de
09/05/2015 a 14/06/2015 e o próximo (1P22) deverá ocorrer em junho de 2016.
Desde o início da operação já foram realizados 21 recarregamentos de
combustível em Angra 1.
De abril de 2005 até a substituição dos seus geradores de vapor, em 2009,
Angra 1 não operou a plena carga. Por quê?
Para preservar a vida útil dos antigos geradores de vapor, à época, foi tomada
decisão estratégica de limitar a potência a 83% do reator de forma a restringir a
temperatura da água entrando nos tubos dos geradores de vapor a 330ºC,
minimizando o ataque da corrosão sob tensão aos mesmos. Desde a
substituição dos geradores, a Usina tem operado a plena carga, exceto quando
sua redução é solicitada, pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), para
atender às necessidades do Sistema Interligado Nacional.
Que medidas foram tomadas para que Angra 1 operasse a nível
internacional?
Nos primeiros anos de sua operação, Angra 1 enfrentou problemas com
alguns equipamentos: os 48.000 tubos dos condensadores foram trocados por
outros de titânio; alguns transformadores e os inversores estáticos tiveram de
ser substituídos, e dois novos geradores de emergência a diesel precisaram
ser instalados. Através de outras ações administrativas e técnicas também
houve uma melhoria muito grande no desempenho operacional da Usina. Os
problemas foram sanados de forma adequada há vários anos, fazendo com
que hoje a Usina opere em padrões de desempenho compatíveis com a prática
internacional.
Em média, nos anos de 2013 e 2014, Angra 1 atendeu a aproximadamente
11% do consumo de eletricidade do Estado do Rio de Janeiro.
A disponibilidade de Angra 1 tem sido melhorada continuamente com uma
série de projetos. Para exemplificar, nos últimos cinco anos foram substituídos
os dois geradores de vapor, a tampa do vaso de pressão do reator, o sistema
de controle da turbina a vapor, o sistema de controle de nível dos geradores de
vapor, o regulador de tensão do gerador elétrico, os transformadores auxiliares,
entre outros.
As seguintes modificações estão planejadas para os próximos anos:
substituição de trocador de calor do sistema RET, substituição das tubulações
de água de serviço, substituição dos transformadores principais, substituição
do sequenciador de cargas do gerador diesel, assim como a modernização dos
sistemas: de tratamento de rejeitos líquidos – filtragem e polimerização de
resinas; de detecção e alarme de incêndio no grupo turbogerador; de
tratamento de efluentes líquidos convencionais; de monitoração de radiação e
auxiliares da turbina, entre outros.
Alguns grandes projetos visam o aumento de vida útil da usina, tais como
implementação do Programa de Qualificação Ambiental e do Programa de
Gerenciamento do Envelhecimento.
2. CUSTOS
Quanto custou a instalação de Angra 1?
Segundo o Balanço Anual (2014) da Eletronuclear, publicado no dia
16/04/2015, no Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro, o custo bruto de
construção das instalações de Angra 1, atribuído à Eletronuclear, foi de R$
2.975.330.769,46, realizado até 31 de dezembro de 2014.
O custo de produção de uma usina é constituído pelo seu custo de O&M
(Operação e Manutenção) e do combustível. O custo de produção, no
exercício de 2014, de Angra 1 (em 31/12/2014) foi de R$ 116,82/MWh, sendo
R$ 94,39/MWh de O&M e R$ 22,43/MWh de combustível.
Os equipamentos de Angra 1 estão registrados pelo valor de R$
2.448.507.779,23, na data-base de 31/12/2014.
3. PROGRAMA DE MELHORIAS DE ANGRA 1
Que providências estão sendo tomadas para ampliar a vida útil de Angra
1?
A Usina Angra 1 está no auge do desenvolvimento de ações que otimizarão
seu desempenho, o que, por sua vez, ampliará a vida útil da Usina por mais 20
anos. A troca dos geradores de vapor e a substituição da tampa do vaso do
reator foram algumas dessas medidas. Para a Eletronuclear, essas ações são
prioritárias e resultam de um amplo estudo das condições de operação da
Usina e de suas necessidades a longo prazo, a exemplo do que vem ocorrendo
em várias usinas do mundo.
Qual a importância dos geradores de vapor?
Os geradores de vapor são equipamentos instalados no sistema primário da
Usina e fazem a interface entre os sistemas nucleares e não nucleares. Eles
são responsáveis pela produção do vapor saturado seco para movimentar as
turbinas e o gerador de energia elétrica. Cada um tem 4,5 m de diâmetro
superior do casco, 20,6 m de comprimento e pesam, em operação normal,
413 t (o peso de cada equipamento vazio é de aproximadamente 330 t).
Ainda há 5.428 tubos por onde passa a água a uma temperatura de 303ºC.
Por que foi necessário trocar os dois geradores de vapor?
Embora a troca não estivesse prevista no projeto inicial de Angra 1, foi uma
decisão tomada pela Eletronuclear, depois da identificação da predisposição
para desgaste da liga metálica utilizada nos tubos dos equipamentos.
Esses tubos estão sujeitos a processos de degradação decorrentes da
sensibilidade do material do qual são constituídos (liga do tipo Inconel 600) e
às condições (mecânicas e ambientais) sob as quais operam, o que exigia
frequentes testes de sua integridade.
Materiais mais resistentes, não suscetíveis à corrosão sob tensão, foram
utilizados
na
fabricação
dos
novos
geradores,
cujos
cascos
são
confeccionados com aço de baixa liga tipo manganês-molibdênio-níquel, e a
sua parte inferior é integralmente revestida, por solda, com aço inoxidável e
Inconel. Na parte interna, foram soldados 5.428 tubos em U de liga de níquel
(Inconel 690), por onde circula a água proveniente do reator nuclear.
A troca dos geradores reduz o tempo de parada das usinas?
Com a substituição dos geradores de vapor, elimina-se a necessidade da
inspeção em 100% dos tubos, em cada parada, passando a adotar-se uma
inspeção por amostragem, tal como é realizado em Angra 2. Também há uma
redução do tempo de parada para o recarregamento de combustível nuclear,
devido à diminuição do escopo de trabalho. Além disso, os custos de
preservação/reparos serão praticamente eliminados. O custo, considerando-se
todas as tarefas de manutenção dos antigos geradores, era em torno de EUR
7,5 milhões. Após a troca, cairá para EUR 1 milhão.
Portanto, a substituição foi uma medida necessária para a continuação da
operação de Angra 1, o que viabilizará também a extensão da vida operacional
da Usina.
Quando se iniciou o processo e quando foi concluído?
O processo começou em maio de 2004, com o início da fabricação dos novos
geradores, e foi concluído em junho de 2009.
De 24/01/2009 a 04/06/2009, Angra 1 ficou fora do Sistema Interligado
Nacional para
realização
de parada programada
para a troca dos
equipamentos e manutenções diversas.
Quais foram os fornecedores dos novos geradores de vapor?
A Nuclebrás Equipamentos Pesados S.A. – Nuclep foi a responsável pela
fabricação dos geradores de vapor. Coube à empresa francesa Areva NP a
engenharia, a aquisição dos materiais e a assistência técnica na fabricação. A
Westinghouse foi a empresa contratada pela Eletronuclear, mediante licitação,
para realizar os serviços de substituição.
Quanto tempo levou a fabricação dos geradores de vapor?
A fabricação levou aproximadamente 39 meses.
Como foi o transporte dos equipamentos até a CNAAA?
Os equipamentos chegaram à CNAAA, em Angra dos Reis, no dia 7 de abril de
2008. O transporte foi uma operação complexa, por terra e mar, que durou sete
dias. Uma carreta especial com 12 eixos e 12 rodas em cada eixo foi utilizada
para transporte terrestre, e uma balsa de 50 m de comprimento x 16 m de
largura, no transporte marítimo até a Central Nuclear.
Quanto tempo levou a troca propriamente dita?
A parada teve duração de mais de 120 dias de trabalho ininterrupto, dos quais
cerca de 90 ficaram reservados para as atividades de substituição dos
geradores.
Como foi feita a substituição?
A obra mobilizou mais de 2.000 trabalhadores, em regime de 24 horas. Com a
Usina desligada, foi feita uma abertura provisória de 36 metros quadrados na
parede do edifício do reator, por onde saíram os antigos geradores e entraram
os novos. Dispositivos especiais foram utilizados para o içamento e o
transporte dos equipamentos, de quase 400 toneladas e 20 metros de
comprimento.
Onde foram armazenados os geradores antigos?
Os antigos geradores de vapor foram armazenados, de maneira segura, no
Depósito Inicial dos Geradores de Vapor – DIGV, no próprio sítio da Central
Nuclear, em Angra dos Reis.
O depósito está localizado numa área denominada Ponta Fina, situada a
aproximadamente 800 metros de Angra 1. O local reúne condições ambientais
adequadas e, por estar próximo da Usina, ofereceu facilidade e segurança para
o transporte. O depósito, integrado ao sistema de proteção física e de
monitoração radiológica da Central Nuclear, atende às normas nacionais e
internacionais aplicáveis.
Qual foi o investimento total do projeto de substituição?
O valor total do investimento foi de R$ 724.000.000,00 (724 milhões de reais),
englobando aquisição, análise de segurança, licenciamento, substituição e
armazenamento. Os recursos foram provenientes da Eletrobras, garantidos por
contratos de financiamento.
Que outras renovações estão sendo introduzidas em Angra 1?
A Eletronuclear, hoje, tem um programa de gerenciamento de Angra 1 que
consiste na coordenação de ações de longo prazo de operação, manutenção e
engenharia que asseguram o controle da integridade e da capacidade funcional
de sistemas, estruturas e equipamentos. Vale a pena destacar a adoção do
combustível nuclear avançado. Trata-se de uma modernização no projeto dos
elementos combustíveis nucleares que permitirá uma economia sensível nos
custos de geração de Angra 1. Com esse avanço tecnológico haverá uma
significativa economia de urânio (até 12%), redução do número de elementos
combustíveis novos a serem adquiridos em cada reabastecimento e aumento
das margens de segurança. O reabastecimento da Usina, com o combustível
avançado, será estendido de 12 meses, como é hoje, para 18.
Quais são os benefícios dos novos geradores e do combustível avançado
para Usina Angra 1?
Associada a outras modificações (como um upgrade da turbina), a substituição
permite que, no futuro, seja estendida a vida útil de Angra 1 e que haja um
aumento da oferta de sua energia térmica em 6,3%, o que significa um
acréscimo de 47 MW em sua potência.
Por que tampa do vaso do reator precisou ser trocada?
A substituição da tampa do reator se fez necessária porque a peça é feita da
liga metálica Inconel 600. Ao longo do tempo, descobriu-se que esse material é
suscetível à corrosão sob tensão. Embora essa substituição não estivesse
prevista no projeto inicial de Angra 1, a empresa decidiu realizá-la
preventivamente, apesar de as inspeções não terem detectado nenhum indício
de degradação da peça antiga. Outras usinas no mundo com tecnologia
semelhante a Angra 1 – que também contêm componentes feitos de Inconel
600 – também já realizaram a substituição da tampa do reator. Segundo
estatística da Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA), entre 1993 e
2005, 92 usinas já haviam substituído o componente por outro com material
mais resistente.
Para que serve a tampa do reator?
A tampa – componente importante do circuito primário de uma usina nuclear –
faz o fechamento do reator (que contém os elementos combustíveis), sendo
uma das barreiras contra a liberação de radiação para o exterior.
Adicionalmente, através de aberturas na peça, é feita a monitoração da
temperatura e do nível de água de refrigeração dentro do reator. A peça tem
um diâmetro interno de cerca de 3,4 metros e peso aproximado de 40
toneladas.
Quais os benefícios da troca da tampa do reator?
A substituição da tampa do reator é a alternativa que melhor combina requisitos
de segurança e confiabilidade para a operação de Angra 1 a longo prazo. O
procedimento também reduzirá o tempo e, consequentemente, o custo das
inspeções. Além disso, é fator essencial para a extensão da vida útil da usina.
Como foi o processo de substituição da tampa do reator?
A nova peça entrou pela porta de equipamentos, o mesmo local por onde saiu
a tampa substituída. Portanto, não foi necessário fazer uma abertura provisória
na parede do edifício do reator. O espaço de manobra para a realização do
procedimento era pequeno. Em alguns momentos, ao ser deslocada dentro da
esfera de contenção, a tampa atravessou vãos que deixavam apenas 25
milímetros livres de cada lado. Além disso, a montagem da tampa nova foi feita
enquanto a antiga era desmontada.
O que será feito com a tampa que foi substituída?
A tampa substituída foi armazenada, de maneira segura, no depósito onde
estão guardados os geradores de vapor antigos de Angra 1, no próprio sítio da
central nuclear, situado a aproximadamente 800 metros da usina. O local reúne
condições ambientais adequadas e, por estar próximo de Angra 1, ofereceu
facilidade e segurança para o transporte.
Quanto foi investido na operação de troca da tampa e quais foram os
fornecedores?
Os novos equipamentos – tampa e mecanismo de inserção e extração das
barras de controle (CRDM, na sigla em inglês) – foram fabricados pela
empresa japonesa Mitsubishi Heavy Industries (MHI), que contratou a
americana Aquilex WSI Nuclear Services para a realização dos serviços de
troca, e a canadense Transco Plastic Industries, para o fornecimento do novo
isolamento térmico.
O valor total do investimento foi de US$ 27 milhões, englobando a aquisição e
a instalação da tampa nova e o armazenamento da antiga.
A instrumentação e o controle informatizado de Angra 1, criados há mais
de 20 anos, ainda atendem às demandas da operação?
A Eletronuclear hoje tem algumas dificuldades para adquirir equipamentos ou
componentes para reposição dessa instrumentação porque boa parte de seus
módulos informatizados é analógica e não digitalizada, conforme os projetos
mais avançados. A modernização da instrumentação e do controle se
caracteriza por altos custos e longo período de desenvolvimento e
implementação (de 5 a 7 anos), tendo sido iniciada em 2010.
ANGRA 2
1. DESEMPENHO / OPERAÇÃO
Fruto de um acordo nuclear Brasil-Alemanha, a construção e a operação de
Angra 2 ocorreram conjuntamente à transferência de tecnologia para o país, o
que levou também o Brasil a um desenvolvimento tecnológico próprio, do qual
resultou o domínio sobre praticamente todas as etapas de fabricação do
combustível nuclear. Desse modo, a Eletronuclear e a indústria nuclear
nacional reúnem, hoje, profissionais qualificados e sintonizados com o estado
da arte do setor.
Angra 2 opera com um reator alemão Siemens/KWU (atual Areva NP) cuja
potência elétrica (bruta) é de 1.350 MW.
As obras civis de Angra 2 foram contratadas à Construtora Norberto Odebrecht
e iniciadas em 1976, com o estaqueamento. O início da construção
propriamente dito se deu em setembro de 1981, com a concretagem da laje do
prédio do reator. Entretanto, a partir de 1983, o empreendimento teve o seu
ritmo progressivamente desacelerado devido à redução dos recursos
financeiros disponíveis.
Em 1991, o governo decidiu retomar as obras de Angra 2, e a composição dos
recursos financeiros necessários à conclusão do empreendimento foi resolvida
ao final de 1994, sendo então realizada, em 1995, a concorrência para a
contratação da montagem eletromecânica da usina. As empresas vencedoras
se associaram formando o consórcio Unamon, o qual iniciou as suas atividades
no canteiro em janeiro de 1996.
Quando a Usina atingiu a primeira criticalidade (momento em que o reator
entra numa reação em cadeia)?
A primeira reação em cadeia foi estabelecida no dia 14/07/2000.
Às 22h18 do dia 21/07/2000.
Angra 2 começou a operar comercialmente no dia 01/02/2001.
Angra 2 ocupa 93.802,74 m2.
Quantos habitantes Angra 2 foi capaz de abastecer de energia elétrica em
2014?
Considerando-se o consumo médio por habitante no Brasil (0,501 MWh/ano),
resultado do consumo médio por residência (2,004 MWh/ano) e o parâmetro
usado pelo IBGE para contabilizar a média de habitantes por residência (4), a
Usina Angra 2 seria capaz de abastecer 20,8 milhões de habitantes com os
10.443.677 MWh que gerou em 2014. Assim, a unidade sozinha poderia suprir
a demanda dos estados do Paraná e Maranhão durante um ano.
Qual o histórico de operação de Angra 2?
A geração bruta, desde o início da operação comercial até dezembro de 2014,
é a seguinte:
Ano
Geração Bruta Angra 2 (MWh)
2001
9.835.527,2
2002
9.841.746,2
2003
10.009.936,1
2004
7.427.332,2
2005
6.121.765,3
2006
10.369.983,8
2007
9.656.675,3
2008
10.488.288,9
2009
10.153.593,5
2010
10.280.766,5
2011
11.007.301,4
2012
10.645.229,0
2013
10.692.555,3
2014
10.443.677,2
Total
137.637.283,4
Qual foi o fator de disponibilidade (tempo em que a Usina esteve disponível
para gerar 100% de sua capacidade) de Angra 2 nos últimos anos?
ANO
Angra 2
(%)
2001
93,90
2002
91,50
2003
91,30
2004
74,60
2005
64,50
2006
89,00
2007
85,73
2008
90,10
2009
92,20
2010
96,40
2011
99,10
2012
91,90
2013
90,20
2014
87,90
A Eletronuclear utiliza 3% de TEIF (Taxa Equivalente de Indisponibilidade
Forçada). Ou seja, após abater as paradas programadas, ainda existe a taxa
da incidência de paradas não programadas. Portanto, o fator de confiabilidade
da usina é de 97%. Os valores de geração bruta listados acima já estão
levando em conta as paradas programadas.
máximo?
A média de geração em relação ao potencial máximo, desde o início da
operação comercial (01/02/2001) até 31/12/2014 é de 88,44%.
70 MW.
Angra 2 foi desligada pela primeira vez no dia 9 de março de 2002, como
programado. No dia 5 de abril foi sincronizada ao sistema, atingindo 100% de
potência aos 25 minutos do dia 7 de abril de 2002.
Quando será o próximo reabastecimento?
A décima segunda parada (2P12) está programada para iniciar dia 26/09/2015
e findar em 25/10/2015. As próximas paradas, já planejadas, para
reabastecimento e manutenções têm a seguinte previsão inicial:
2P13 : 11/2016
2P14 : 12/2017
Em Angra 2, tivemos o abastecimento inicial e 10 reabastecimentos.
Os dados abaixo refere-se à geração bruta de Angra 2, descontando os dias de
parada para reabastecimento de combustível e manutenção periódica.
•
2015: em torno de 10.746.531 MWh
Nacionalização de equipamentos;
Continuidade da modernização dos sistemas de instrumentação e controle
e de equipamentos elétricos de proteção;
Assegurar condições para desenvolvimento e aprendizado contínuo de
seu pessoal, em níveis compatíveis com as necessidades de desempenho
e crescimento da empresa;
Troca dos Internos das Válvulas do Sistema de Processamento de
Rejeitos Gasosos KPL03AA500/501 (SMP39.2008)
Modernização do computador do Sistema de Monitoração de Atividade –
chaminé. (SMP97.2012)
A Usina Angra 2 conseguiu um superávit de geração de 50 MW sem
alterar o projeto original. Quais foram as ações práticas adotadas para
que a Eletronuclear alcançasse esse desempenho?
Angra 2 opera há 15 anos com desempenho comparável ao das mais
modernas usinas nucleares existentes no mundo. Projetada para produzir
1.309 MW, Angra 2 vem gerando 41 MW a mais – excedente suficiente para
abastecer de energia elétrica de estados como Acre ou Roraima. Angra 2
passou a gerar 1.350 MW a partir de 28 de setembro de 2000, quando foi
atingido, pela primeira vez, o patamar de 100% de potência no reator, durante
os testes de comissionamento. Esse padrão de geração pode ser atribuído ao
excelente desempenho da planta como um todo e, sobretudo, à constante
atualização de seu projeto, incorporando os principais avanços da indústria
nuclear alemã. Tais modificações do projeto foram sendo introduzidas em
Angra 2, ao longo da operação da Usina.
O desempenho de Angra 2 é comparável a outras usinas do tipo PWR do
resto do mundo?
Angra 2 apresentou um desempenho de destaque em 2014. Segundo a
Nucleonics Week, publicação americana especializada em energia nuclear, a
unidade ocupou, em 2014, o 19º lugar em produção entre as 434 usinas em
operação no mundo, com uma produção bruta de 10.443.677,2 MW.
O indicador de Fator de Disponibilidade para Angra 2, em 2013, foi de 90,20%,
que, se comparado com as usinas filiadas à WANO Paris Center, com
resultado mediano de 84,44%, e as de Atlanta Center, com 91,57%, comprova
a posição de Angra 2 entre as melhores do mundo.
Para uma visão geral do desempenho, a WANO desenvolveu um indexador
que combina vários indicadores como: fator de disponibilidade; indicador
químico; desligamento automático; exposição coletiva à radiação; e número de
acidentes industriais. Angra 2 obteve um índice de 84,7 pontos de um total
possível de 100. Essa pontuação é maior que a média das pontuações obtidas
pelas usinas que compõem o WANO Paris Center.
Angra 2 continuará operando em sua potência máxima (1.350 MW)?
A expectativa da Eletronuclear é operar Angra 2 à potência máxima,
continuamente, como nas usinas alemãs. O fator de capacidade previsto está
em torno de 90,14%. Somente as usinas na França não operam a 100%
continuamente, porque 75% da produção de energia elétrica francesa são de
origem nuclear e, à noite, a carga é reduzida. No Brasil, não é a Eletronuclear
que determina o nível de geração, e sim o ONS (Operador Nacional do
Sistema).
2. CUSTOS
De quanto foi o custo das instalações de Angra 2?
Segundo o Balanço Anual (2014) da Eletronuclear, publicado no dia
16/04/2015, no Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro, o custo bruto de
construção das instalações de Angra 2, atribuído à Eletronuclear, foi de R$
6.049.149.508,11, realizado até 31 de dezembro de 2014.
Qual o custo/benefício da conclusão de Angra 2?
Setenta por cento dos investimentos totais da Usina já haviam sido realizados
quando a montagem de Angra 2 foi retomada. Os custos para concluí-la foram
menores do que qualquer outra alternativa de construção de usina que viesse a
gerar 1.350 MW, sendo que os 1.350 MW de Angra 2 equivalem à potência
nominal de uma hidroelétrica de 2.000 MW, porque oferece, ao longo do ano,
maior quantidade de energia “firme”, isto é, não sujeita a condições
hidrológicas desfavoráveis. Desse modo, o investimento para o término de
Angra 2 foi uma decisão correta e proporcionou retorno tanto do ponto de vista
energético quanto financeiro.
A montagem e o comissionamento foram realizados em tempos compatíveis
com os prazos praticados em usinas alemãs similares e mais recentes. Ou
seja, quando a empresa contou com recursos assegurados para as obras, a
Usina Angra 2 foi concluída em um prazo compatível com o tempo gasto em
usinas do mesmo porte. A fase de comissionamento foi menor que a das
usinas alemãs similares a Angra 2.
O custo de produção de uma usina é constituído pelo seu custo de O&M
(Operação e Manutenção) e do combustível. O custo de produção, no
exercício de 2014, de Angra 2 (em 31/12/2014) foi de R$ 91,25/MWh, sendo
R$ 70,35/MWh de O&M e R$ 20,89/MWh de combustível.
Os equipamentos de Angra 2 estão registrados pelo valor de R$
4.978.183.837,02, na data-base de 31/12/2014.
ANGRA 3
1. POR QUE ANGRA 3?
Angra 3, depois de mais de 20 anos, teve suas obras reiniciadas. Como
foi essa decisão governamental?
O Governo Federal, por intermédio do Conselho Nacional de Política Energética
(CNPE), aprovou, no dia 25 de junho de 2007, a retomada de Angra 3 e
determinou que a Eletrobras e a Eletronuclear conduzissem a retomada da
construção da Usina. A mesma resolução estabeleceu que o Ministério de Minas
e Energia (MME) providenciasse, por meio de consultoria independente, uma
avaliação da estrutura e dos componentes dos custos de operação de Angra 3,
visando à definição da tarifa de geração de energia elétrica. Tais diretivas
ensejaram, basicamente, as seguintes linhas de ações:
1) Reavaliação dos custos para a conclusão do empreendimento: o MME
contratou a consultora suíça Colenco Power Engineering AG, cujo
relatório final foi emitido em dezembro de 2007. A Colenco, em sua
conclusão, chegou a valores bem próximos – cerca de 1% de diferença –
em relação às avaliações da Eletronuclear.
2) Revisão do Estudo de Viabilidade para Angra 3: foi criado um Grupo de
Trabalho Eletrobras/Eletronuclear, com acompanhamento da Casa Civil
da Presidência da República e do MME, com o intuito de revisar os
cálculos estimativos da tarifa de equilíbrio para a energia a ser gerada por
Angra 3. As conclusões do Grupo de Trabalho basicamente corroboraram
os resultados anteriormente apresentados pela Eletronuclear no tocante
ao valor da tarifa de venda da energia a ser gerada pela Usina; ao tempo
de recuperação do capital a investir; e à rentabilidade do projeto.
3) Apreciação legal dos contratos existentes para Angra 3: A Eletronuclear
elaborou um relatório gerencial abordando os pontos relevantes de cada
contrato
e
encaminhou
ao
Grupo
de
Trabalho
composto
por
representantes da Casa Civil, do MME e da Eletrobras. O Grupo de
Trabalho, na época, concluiu que os contratos eram válidos, devendo, no
entanto, serem renegociados respeitando os atuais aspectos legais,
comerciais e de mercado. Nesse tocante, a Eletronuclear:
a. renegociou o contrato de obras civis com a Construtora Andrade
Gutierrez. O Tribunal de Contas da União (TCU) revisou a minuta do
termo aditivo ao contrato de obras civis (encaminhado ao órgão no
início de março de 2009) e autorizou, no dia 22 de julho de 2009, a
continuação das obras para a conclusão da Usina contanto que o valor
pactuado entre a Eletronuclear e a Construtora Andrade Gutierrez
fosse reduzido em aproximadamente R$ 120 milhões. No dia 14 de
setembro de 2009, atendendo às determinações do TCU, a
Eletronuclear e a Construtora Andrade Gutierrez assinaram o aditivo
contratual para a retomada da construção civil de Angra 3.
b. concluiu as renegociações de todos os contratos para suprimentos e
montagens de componentes específicos, que haviam sido assinados
na fase inicial do projeto.
c. concluiu as renegociações contratuais com a Areva em julho de 2011,
tendo sido os contratos assinados, com um valor de EUR 314,6
milhões para execução de serviços de engenharia e atividades de
coordenação de projeto, e de EUR 735,1 milhões para suprimento de
equipamentos e materiais – incluindo nesse último, EUR 90 milhões
para o fornecimento de sobressalentes e peças de reposição.
Quais os argumentos técnicos que referendaram a decisão do CNPE de
concluir Angra 3?
O consumo de energia elétrica no Brasil continua apresentando elevada taxa
anual de crescimento, em geral superior ao crescimento do PIB, caracterizando
elevada elasticidade. Tal fato se intensifica à medida que se melhora a renda
das populações mais pobres e o país alcança maturidade no seu
desenvolvimento econômico e social.
Segundo estudos dos Planos Decenais de Energia, a opção nuclear será
necessária para o atendimento do mercado de energia elétrica nacional. A
retirada de Angra 3 do programa, no horizonte decenal, exigiria a inclusão de
usinas térmicas a gás natural, que não seria uma solução adequada devido às
dificuldades da garantia do suprimento do combustível, à perspectiva de
elevação do seu custo e à dependência energética do país da importação do
gás natural.
Como se deu o processo de licenciamento ambiental?
A Usina obteve todas as autorizações necessárias no que se refere aos
aspectos ambientais. No dia 23 de julho de 2008, o Instituto Brasileiro do Meio
Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) concedeu a Licença
Prévia nº 279/08 da Usina Angra 3 e, no dia 5 de março de 2009, o órgão
emitiu a Licença de Instalação nº 591/09, autorizando o início das obras da
Usina Angra 3. A Licença de Instalação nº 591/09 foi retificada pela segunda
vez em março de 2014 e é válida por um período de seis anos, observadas as
suas condicionantes gerais e as específicas discriminadas no documento.
O EIA (Estudo de Impacto Ambiental) e o RIMA (Relatório de Impacto Ambiental)
de Angra 3 foram submetidos ao Ibama em maio de 2005. No dia 27 de abril de
2007. No dia 25 de janeiro de 2008, foi publicado, no Diário Oficial da União,
edital do Ibama informando que, em atendimento à legislação vigente e à
decisão liminar do Juízo da 1ª Vara Federal de Angra dos Reis, deveriam ser
promovidas audiências públicas relativas ao licenciamento ambiental do
empreendimento nos municípios de Angra dos Reis, Paraty e Rio Claro. Essas
audiências foram realizadas nos dias 25, 26 e 27 de março de 2008,
respectivamente. Em atendimento à solicitação do Conselho Estadual de Meio
Ambiente do Estado de São Paulo - Consema - o Ibama promoveu também, no
dia 28 de março, uma audiência suplementar em Ubatuba (SP).
Além da licença do Ibama, que outras autorizações foram necessárias para
a efetiva retomada das obras de Angra 3?
Licenciamento nuclear: Para a retomada das obras da Usina, também é
necessária a autorização da Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN).
Até maio de 2015 foram emitidas as seguintes licenças:

1ª Licença Parcial de Construção – concedida em 09 de março de 2009.
Autoriza a execução do concreto de regularização da cava de fundações e
a impermeabilização das fundações dos prédios nucleares;

Autoriza a execução de estruturas não nucleares, fora do “Caminho Crítico”
do Cronograma de Implantação, tais como:
o Edifícios de Administração Principal, Auxiliar e Portaria Principal
(UYA, UYB e UYF);
o Oficina Fria e Depósito Convencional (UST);
o Almoxarifado Eletromecânico e Estação de Tratamento de Esgoto
(4USU e UGV);
o Tanques Coletores e Separadores de Óleo (1UGX e 2UGX);
o Bases dos Transformadores Reservas (BAT e BBT).

Autoriza a construção do edifício da turbina (UMA);

Licença de Construção – concedida em 25 de maio de 2010.
Com
condicionantes, autoriza os serviços de obras civis para Angra 3;

Autorizações para concretagem – no período de maio de 2010 a maio de
2015, a CNEN emitiu um total de 53 autorizações para concretagens de
estruturas com requisitos de segurança nuclear.
Alvará de Licença para Construção (“licença de uso de solo”): A Eletronuclear
recebeu, no dia 24 de junho de 2009, sendo posteriormente renovado em 31 de
maio de 2010, o Alvará da Prefeitura Municipal de Angra dos Reis que concede
a licença municipal para a construção da Usina Angra 3. A licença foi expedida
pela Secretaria Municipal de Meio Ambiente e Desenvolvimento Urbano de
Angra dos Reis. Essa licença foi condicionada às negociações com a Prefeitura
sobre as compensações socioambientais a serem aplicadas em contrapartida à
instalação da Usina. No dia 5 de outubro de 2009, a companhia e a
administração municipal assinaram um termo de compromisso, formalizando o
acordo.
Em seis anos serão investidos cerca de R$ 350 milhões em Angra dos Reis,
Paraty e Rio Claro, nas áreas de educação, saúde, defesa civil, ação social,
obras e serviços públicos, atividades econômicas, água e esgoto, cultura e
meio ambiente.
O Ministério Público Federal (MPF) recomendou a paralisação das obras
de Angra 3, solicitando que fosse entregue um relatório final de análise de
segurança probabilística, antes do início da construção. Quais medidas
foram tomadas para cumprir essa solicitação?
Para cumprir a solicitação do MPF, a CNEN determinou, através da Resolução
nº 77, de 25 de maio de 2010, que a Eletronuclear apresentasse em até oito
meses o Programa de Análise Probabilística de Segurança (APS). Em 03 de
setembro de 2010, a Areva foi contratada para elaborar este APS. Os relatórios
das bases e os critérios do Gerenciamento de Acidentes Severos foram
encaminhados à CNEN, em 01 de fevereiro de 2011.
A decisão sobre Angra 3 não deveria ter sido apreciada pelo Congresso
Nacional?
A obra para a construção de Angra 3, que começou em 1984, foi autorizada
pelo Decreto Presidencial n.º 75.870/75, procedimento legal em vigor à época.
Portanto, não seria aplicável à Angra 3 a exigência prevista no artigo 225, § 6º,
da Constituição Federal de 1988.
Entretanto, o MPF defendeu a tese de que o Ibama não poderia prosseguir no
processo de licenciamento ambiental sem que houvesse, previamente, a lei
específica autorizando a localização do empreendimento, de acordo com a
Constituição Federal.
Independentemente dessa controvérsia legal, o fato é que os trabalhos
desenvolvidos
pelo
Ibama
quanto
ao
licenciamento
ambiental
foram
imprescindíveis como medida preliminar para que fossem analisados os
aspectos relativos ao impacto ambiental.
Não seria, portanto, razoável o Congresso aprovar uma lei que autorizasse a
localização de uma usina nuclear sem ter garantia da viabilidade ambiental do
local onde ela será instalada. Garantia essa que somente pode ser dada pela
Licença Prévia, após o Ibama ter analisado o EIA/RIMA do empreendimento e
realizado as audiências públicas previstas na legislação aplicável.
Por que as obras de Angra 3 foram paralisadas?
Uma série de fatores políticos e econômicos contribuíram para a desaceleração
do Programa Nuclear Brasileiro. O principal fator foi o forte recrudescimento da
crise econômica mundial, com repercussões no Brasil, nas décadas de 1980 e
1990.
Quando foram feitas as primeiras intervenções no canteiro de obras de
Angra 3?
Em relação à obra civil, as atividades ocorreram entre 1984 e 1986, período no
qual foram realizados cortes de rocha, aberturas de cavas para blocos de
fundação e preparação parcial do sítio, além de terem sido executadas as
instalações parciais de infraestrutura do canteiro de obras.
O material oriundo do desmonte foi utilizado para a construção do molhe de
proteção marinha da Baía de Itaorna, local onde se encontra a Central Nuclear.
Quando as obras foram reiniciadas?
No dia 31 de maio de 2010, conforme Ofício nº 094/10, a CNEN autorizou o
início da concretagem da laje de fundação do edifício do reator da Usina.
Considerando como marco zero da obra o início dos trabalhos de concretagem
da laje de fundação do edifício do reator, as obras foram formalmente iniciadas
no dia seguinte, em 01 de junho de 2010, entretanto as atividades
preparatórias para tal foram iniciadas em novembro de 2009.
Quando Angra 3 começará a gerar energia elétrica?
A previsão para o início do fornecimento de energia elétrica em testes é agosto
de 2018, com início de operação comercial previsto para dezembro de 2018.
Quais os motivos do atraso para a conclusão de Angra 3?
Entre os impactos causados no cronograma estão: a desmobilização unilateral
de pessoal da empreiteira Andrade Gutierrez entre abril e julho de 2014, sob
alegação
de
desequilíbrio
econômico-financeiro
do
contrato;
recursos
impetrados na Justiça em razão do processo licitatório que envolveu a
montagem eletromecânica (impugnação e negociações para a redução do
preço proposto pelo consórcio vencedor); e dificuldades com o financiamento
para a cobertura das atividades da Areva (bens e serviços importados).
Por essas razões, o impacto no cronograma é de 18 de meses de atraso, em
relação ao contrato de energia de Angra 3 junto à Câmara de Comércio de
Energia Elétrica, que previa o início do fornecimento de energia em 31 de
dezembro de 2016.
Que benefícios Angra 3 trará para o setor elétrico brasileiro?
Quando entrar em operação, Angra 3 terá uma potência elétrica de 1.405 MW
e poderá gerar mais de 10 milhões de megawatts por ano – carga suficiente
para abastecer as cidades de Brasília e Belo Horizonte durante o mesmo
período. O empreendimento tem várias outras vantagens, que o tornam um dos
mais importantes investimentos do setor elétrico brasileiro:
 Aspectos energéticos e elétricos:

Alta
taxa
de
geração
de
energia
elétrica
com
confiabilidade:
aproximadamente 10 TWh/ano;

Aumento da base térmica do Sistema Interligado Nacional, contribuindo
para a diversificação da matriz energética nacional e reduzindo riscos de
déficit de energia elétrica, principalmente por ocasião de regimes
hidrológicos menos favoráveis;

Ampliação da capacidade de geração do Sudeste, uma região
historicamente importadora de energia elétrica, com consequente
redução da necessidade de investimentos em transmissão;

Melhor desempenho do Sistema Interligado Nacional (SIN) de
transmissão de energia elétrica, com a redução do seu carregamento,
devido ao aumento do porte do parque gerador local;

Localização privilegiada, próxima a grandes centros consumidores
(cidades de São Paulo, Rio de Janeiro e Belo Horizonte). Melhoria da
confiabilidade do suprimento para as regiões do Rio de Janeiro e do
Espírito Santo.

Desde o início de sua operação, gerar toda a sua disponibilidade, ao
contrário de outras fontes, que levam um longo tempo na fase de
instalação das turbinas, quando o número de unidades geradoras é
elevado.
 Aspectos ambientais:

Não emissão de gases ou partículas causadores do efeito estufa, de
chuva ácida, de poluição urbana ou de alteração na camada de ozônio.
Não emissão de materiais particulados e metais cancerígenos e
mutagênicos (arsênio, mercúrio, chumbo, cádmio etc.);

Não há impactos ambientais decorrentes do alagamento de grandes
áreas.
 Aspectos econômicos:

Aumento de encomendas de componentes na Nuclep (fábrica de
equipamentos pesados, especializada nos grandes componentes da
chamada “ilha nuclear”, localizada em Itaguaí, RJ);

Aumento
de
encomendas
em
fabricantes
e
fornecedores
de
equipamentos nacionais, com a consequente criação de empregos e
desenvolvimento tecnológico;

Custos de geração compatíveis com as demais opções de geração
térmica;

A sua retirada do programa, no horizonte decenal, exigiria a inclusão de
usinas térmicas a gás natural, carvão ou óleo.
 Aspectos do ciclo do combustível nuclear:

Aumento da receita proveniente da venda de combustível nuclear,
contribuindo para a economia de escala da Indústrias Nucleares do
Brasil (INB), fabricante do combustível nuclear;

Completa nacionalização do combustível nuclear, com a utilização do
processo industrial de enriquecimento isotópico por ultracentrifugação,
desenvolvido de forma pioneira pela Marinha do Brasil. Utilização de
combustível nacional – urânio – existente e beneficiado no país, fazendo
uso de suas reservas, que são a 6ª maior do mundo, sem as implicações
de necessitar de suprimento externo.
 Aspectos industriais e tecnológicos:

Consolidação de uma tecnologia de ponta, com elevado conteúdo
estratégico;

Aproveitamento e não dispersão de valioso capital humano, altamente
especializado e formado durante a implantação do Programa Nuclear
Brasileiro;

Fortalecimento do sistema de ciência e tecnologia existente, por meio de
programas conjuntos e consultorias específicas em universidades e
centros de pesquisas, com criação de demanda para a formação e a
qualificação profissional com um programa de tecnologia multidisciplinar;

Fortalecimento da indústria nacional como fornecedora de equipamentos
de alta tecnologia, aumentando o seu poder de competição no mercado
internacional;

Aumento da massa crítica de conhecimentos no setor nuclear brasileiro,
permitindo futuras propostas de programas de centrais de menor porte
para regiões que não disponham de potencial hidráulico competitivo;

Geração e consolidação de empregos qualificados na indústria, em
empresas projetistas e centros de pesquisas.
 Aspectos regionais na área de influência da CNAAA:

Incremento na arrecadação de impostos e nas atividades econômicas
regionais;

Altos investimentos socioeconômicos e ambientais na região da central
nuclear e a adoção de Unidades de Conservação Ambiental;

Desenvolvimento e melhoria da infraestrutura local e regional, por
intermédio da implantação dos programas compensatórios acordados
especificamente para a implantação do empreendimento, incluindo a
melhoria da rede rodoviária, a implantação de hospital regional e o
treinamento de pessoal das administrações municipais;

Oportunidade de criação de cerca de 9.000 postos diretos e 15.000
indiretos de trabalho no período de maior movimentação no canteiro de
obras da Usina. Já na fase de operação de Angra 3, estima-se que
serão criados cerca de 500 empregos diretos permanentes;

Consolidação da política de implementação de parcerias regionais entre
a Eletronuclear e os municípios vizinhos, nas áreas de saúde, educação,
saneamento, infraestrutura, preservação ambiental, cultura e patrimônio
histórico.

Preservação e melhoria do meio ambiente local e regional por meio do
apoio à implantação de projetos ambientais associados à manutenção
de áreas de preservação e geração de renda.
2. DADOS TÉCNICOS
Angra 3 é uma usina de última geração?
Sim. Ao longo da construção de Angra 3 diversas melhorias técnicas foram
introduzidas no projeto, notadamente aquelas oriundas do design das usinas
alemãs da série Konvoy, que se colocam entre as de melhor desempenho
operacional no mundo. Dessa forma, Angra 3 é uma referência em termos de
centrais nucleares PWR da sua geração.
Qual será o tipo de reator de Angra 3?
O reator de Angra 3 será idêntico ao de Angra 2, do tipo PWR, com projeto da
Siemens/KWU, atual Areva.
Qual será a potência nominal da Usina?
A potência elétrica (bruta) de Angra 3 será de 1.405 MW.
Já foi determinada a garantia física de energia de Angra 3?
O MME, por meio da Portaria Nº. 12/2010, estabeleceu a garantia física de
energia da Usina Termonuclear Angra 3. Para a Usina, com potência instalada
de 1.405 MW, foi estabelecida uma garantia física de 1.214,2 MW médios,
correspondente a mais de 10.600.000 MWh em 1 ano – energia suficiente para
abastecer as cidades de Brasília e Belo Horizonte durante o mesmo período.
Segundo a Portaria, no cálculo já foram considerados o consumo próprio e as
perdas elétricas até o ponto de conexão à Rede Básica na Subestação de 500
kV em Angra dos Reis.
Quais são as diferenças entre Angra 2 e Angra 3?

Terreno: Angra 2 foi construída sobre estacas, em virtude das
características do local onde foi edificada e Angra 3 será sobre rocha.

Sistema de Instrumentação e Controle: Enquanto Angra 2 ainda utiliza
um sistema analógico Angra 3 usará sistema digital, de última geração.
Como será o Sistema de Instrumentação e Controle de Angra 3?
Com o avanço tecnológico, os sistemas de Instrumentação e Controle (I&C) a
serem utilizados na nova Usina se basearão no estado da arte da tecnologia
digital e em softwares qualificados, já em uso em várias outras usinas
nucleares no mundo, tais como Tianwan, na China (em operação) e Olkiluoto 3
e Flamanville 3, em construção, respectivamente, na Finlândia e na França.
A adoção da Sala de Controle Digital vai melhorar a comunicação e o nível de
informação para os operadores, sendo mais concisa e mais facilmente
acessível. A visualização em telões, bastante flexíveis e podendo apresentar
diferentes diagramas e detalhes, permite, dessa forma, uma resposta mais
rápida do operador.
Devido a essa nova tecnologia, o treinamento dos operadores será realizado
em um novo simulador baseado na própria Sala de Controle Digital de Angra 3.
Cabe ressaltar que o treinamento de um operador, licenciado pela CNEN, dura
em média quatro anos e o mesmo já deve estar preparado para a fase de
comissionamento da Usina.
Qual será a área construída de Angra 3?
Cerca de 82.000 m².
Qual o progresso físico atual de Angra 3?
Até março de 2015, já tinham sido executadas cerca 61,9% das obras civis da
Usina. O progresso físico global do empreendimento, considerando todas as
outras disciplinas envolvidas, é de 54,5%.
Qual o cronograma para a conclusão da Usina?
Originalmente, o cronograma executivo de Angra 3 – feito com base em
parâmetros internacionais – previa 66 meses para a sua implantação a partir do
marco zero da obra, englobando as atividades de engenharia, suprimento,
construção civil, montagem eletromecânica, comissionamento e testes préoperacionais. Esse prazo se iniciou com os trabalhos de concretagem da laje
de fundo do edifício do reator e se encerraria com o fim dos testes de operação
e potência da planta. No entanto, a empresa, avaliando os serviços relevantes
em andamento e as futuras etapas da construção, concluiu que esse
cronograma executivo precisava ser revisto.
A previsão para o início do fornecimento de energia elétrica em testes é agosto
de 2018, com início de operação comercial previsto para dezembro de 2018.
A obra de Angra 3 tem os seguintes quantitativos:
- Área do Sítio de Angra 3
- 82.000 m2
- Perímetro do Sítio de Angra 3
- 1.141 m
- Concreto
- 211.000 m3
- Aço
- 30.800 t
- Embutidos
- 4.500 t
- Pintura
- 370.000 m2
- Equipamentos
- 17.000 t
- Documentos para fabricação de spools/suportes
- 71.100 un
- Tubulação pré-fabricada
- 4.300 t
- Tubulação montada no campo
- 6.300 t
- Dutos de ventilação (superfície)
- 32.000 m²
- Componentes de ventilação
- 4.421 un
- Isolamento térmico aplicado
- 32.000 m2
- Cabos de força lançados
- 800 km
- Cabos de Instrumentação e controle
- 1.700 km
- Conexões
- 1.100.000 un
- Bandejas de cabos montadas
- 1.100 t
- Disjuntores instalados
- 1.300 un
3. CUSTOS E INVESTIMENTOS
Quanto foi gasto para a preservação de Angra 3 durante o período de
paralisação das obras?
Foram necessários aproximadamente US$ 20 milhões/ano para a manutenção
da condição de obra paralisada, incluindo estocagem e preservação dos
equipamentos, seguros, inspeções periódicas, manutenção do canteiro e
estrutura empresarial voltada para essas atividades.
Quanto já foi investido, até hoje, em compra de equipamentos e na
construção da Usina Angra 3? Quanto será necessário investir para a
conclusão da Usina?
Até março de 2015 já foram alocados ao empreendimento cerca de R$ 4,6
bilhões de um total de R$ 14,8 bilhões, de custos diretos, que serão investidos.
Qual o acréscimo financeiro sofrido pelo empreendimento Angra 3 em
relação ao orçamento de 2010?
Atualmente, a estimativa de custo do empreendimento Angra 3 é de R$ 16,64
bilhões, resultado da soma dos custos diretos (R$ 14,88 bilhões) e dos custos
indiretos (R$ 1,76 bilhão), ambos na base junho de 2014, data referenciada à
última revisão oficial do orçamento econômico do empreendimento.
Já o orçamento inicial era de aproximadamente R$ 10,49 bilhões, resultado da
soma dos custos diretos (R$ 9,95 bilhões) e dos custos indiretos (R$ 0,54
bilhão), ambos na base junho de 2010, data definida quando da estruturação
do financiamento e do orçamento para a retomada do empreendimento.
Em termos nominais, a variação entre 2010 e 2014 foi de R$ 6,16 bilhões para
o total do empreendimento, uma variação de 58,7%, e de R$ 4,93 bilhões para
os custos diretos, uma variação de aproximadamente 49,6%. Entretanto, no
período entre junho de 2010 e junho de 2014 o Índice de Preços ao
Consumidor Amplo – IPCA, utilizado como índice de referência para a
atualização monetária de diversos contratos de serviços, variou 27,25%,
enquanto o Índice Geral de Preços Disponibilidade Interna – IGD-DI,
amplamente utilizado como índice de evolução dos negócios e que serve de
referência para a atualização de contratos de aquisição de equipamentos,
variou 29,02%.
Além disso o câmbio de referência utilizado para a conversão do valor dos
contratos de serviços de engenharia e suprimentos importados sofreu grande
variação no período. A taxa de conversão utilizada no orçamento inicial era de
EUR / R$ = 2,20, enquanto no orçamento atualizado, a taxa de conversão
atualizada passou a ser de EUR / R$ = 3,00. Isso significa que pouco mais de
36% do acréscimo no orçamento de investimentos associado à contratação de
serviços de engenharia e suprimentos importados, entre 2010 e 2014, pode ser
diretamente atribuída à variação cambial.
Nesse mesmo período houve, ainda, uma variação de preços não desprezível
na Zona do Euro. O Índice de Preços ao Consumidor – IPC, calculado pela
EUROSTAT e que serve de referência para a atualização de contratos de
serviços de engenharia na Europa, foi de 7,35%, enquanto o Índice de Preços
Amplo – IPA, também calculado pela EUROSTAT e que é referência para
atualização de contratos de equipamentos e materiais foi de 6,91%.
Ao se levar em consideração todas essas condições, aplicadas a cada uma
das rubricas do orçamento de investimentos de Angra 3, verifica-se que, no
período entre junho de 2010 e junho de 2014, o aumento real no orçamento
total do empreendimento foi de 12,2%.
Quem fará o investimento para a construção de Angra 3, o grupo
Eletrobras ou algum agente privado?
O projeto financeiro de Angra 3 considera que parte do investimento virá de
empréstimos da Eletrobras (oriundos do fundo da Reserva Global de Reversão
- RGR) e do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
(BNDES) para a aquisição de bens e serviços nacionais. Já o financiamento
para a aquisição de máquinas e equipamentos no mercado internacional foi
mediante contrato com a Caixa Econômica Federal.
Esses financiamentos já foram solicitados?
O financiamento para o empreendimento já está estruturado. Os equipamentos
e serviços contratados no mercado nacional estão sendo custeados por meio
de financiamento obtido pela Eletrobras no BNDES (o contrato foi assinado em
fevereiro de 2011), no valor de R$ 6,1 bilhões.
Já o contrato entre a Eletrobras e a Caixa Econômica Federal, no valor de R$
3,8 bilhões, foi assinado em setembro de 2013, se tornando efetivo plenamente
em julho de 2015. O financiamento será para a aquisição de máquinas e
equipamentos importados e serviços realizados no exterior para Angra 3. O
empréstimo tem prazo de 20 anos, com juros nominais de 6,5% ao ano, sendo
que o Governo Federal participa como garantidor do financiamento. Não
haverá pagamento do principal nos primeiros cinco anos, cobertos por
carência.
Mas a aquisição no mercado internacional não se daria por meio de
empréstimos com bancos estrangeiros?
A assinatura do contrato com a Caixa Econômica Federal significa que o Brasil
não irá mais recorrer a financiamento externo para Angra 3
A indústria brasileira pode cobrir a montagem de Angra 3?
A recente experiência com a montagem eletromecânica de Angra 2 vem
demonstrar a capacidade brasileira na montagem de empreendimentos dessa
natureza. Todas as atividades foram executadas por empresas brasileiras, sob
a supervisão e o controle técnico da própria Eletronuclear, sendo a participação
estrangeira voltada apenas para atividades nas quais aspectos contratuais
assim o determinavam.
Quanto ao suprimento de equipamentos para Angra 3, a indústria nacional terá
participação ativa, por meio da colocação de encomendas no valor de cerca de
R$ 1,6 bilhão.
Qual é o grau de nacionalização previsto para Angra 3?
Em valor, em Angra 2 foi de 50,4%. Para Angra 3 a previsão é que seja um
pouco mais, algo em torno de 54%. Já para as usinas nucleares pós-Angra 3 a
meta é de 75%.
O que é Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento de Usinas
Nucleares (Renuclear) e de que forma ele beneficia Angra 3?
O Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento de Usinas Nucleares
(Renuclear) é a medida (MP 517, aprovada em 2010, posteriormente
convertida na Lei nº 12.341/2011) que estabelece isenção de IPI (Imposto
sobre Produtos Industrializados) e II (Imposto de Importação) para a aquisição
de máquinas, aparelhos, instrumentos e equipamentos novos, adquiridos no
mercado interno ou externo, visando projetos aprovados pelo Ministério de
Minas e Energia destinados à construção de usinas nucleares.
A construção da Usina Angra 3 é beneficiada pela medida, já que a
Eletronuclear fica isenta de significativa parcela de tarifas fiscais. Com o
Renuclear, a empresa espera reduzir em aproximadamente R$ 700 milhões os
custos de sua construção.
Já foi escolhido o modelo de comercialização de Angra 3?
Sim. O Ministério de Minas e Energia (MME), por meio da Portaria Nº 980, de
21 de dezembro de 2010, autorizou a celebração de Contrato de Energia de
Reserva (CER) entre a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (
CCEE) e a Eletronuclear, para contratação de até 1.184 MW médios de
Energia de Reserva proveniente da Usina Angra 3, na modalidade por
quantidade de energia. Fica estabelecido também por essa Portaria que o
preço da Energia de Reserva contratada será de R$ 148,65 por MWh. Este
mesmo contrato, definiu a forma de reajuste, que aplicada, resulta num preço
de venda de R$ 201,57 / MWh - base dez/2014
O prazo de suprimento contratual será de 35 anos, e o ponto de entrega será
no
submercado
Sudeste/Centro-Oeste,
onde
está
localizado
o
empreendimento.
O preço da energia gerada por Angra 3 não será alto demais, na
comparação com as outras fontes?
A título de comparação, no leilão A-3 de “energia nova” realizado pela Câmara
de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em 27/08/2009, mesmo ano
em que foi determinado o Preço de Venda da Energia de Angra 3, o preço
médio de venda de energia alcançado pelas usinas térmicas foi de R$ 144,60
por megawatt/hora, evidenciando a viabilidade econômica da opção nuclear.
4. ACORDO
Angra 3 está prevista no acordo bilateral Brasil-Alemanha?
Sim. A Eletrobras estabeleceu, em 1974, um programa para a construção de
oito usinas nucleares. Com base nesse programa foi assinado, em 1975, o
acordo nuclear entre os dois governos. Nos seus anexos foram citadas
nominalmente Angra 2 e Angra 3.
Hoje esse programa foi substituído pelo acordo por troca de notas ao acordo
entre o Brasil e a Alemanha sobre Cooperação no Setor de Energia com foco
em Energias Renováveis e Eficiência Energética, pelo qual as partes assumem
o compromisso de respeitar o pacto dos usos pacíficos de energia nuclear (de
27/6/1975) e demais convenções sobre o assunto, cuja celebração e entrada
em vigor ocorreram em 14 de maio de 2008.
Com o reposicionamento da Alemanha em relação à energia nuclear, o
governo alemão ainda apoia a manutenção desse acordo?
Mesmo que haja restrições de natureza política à ampliação da colaboração na
área nuclear tendo em vista o reposicionamento da Alemanha em relação à
utilização dessa fonte primária na sua matriz energética, é muito importante
que os compromissos em vigor sejam cumpridos e honrados para evitar um
ambiente de instabilidade e incertezas no relacionamento tecnológico e
comercial entre os dois países.
5. CONTRATOS E LICITAÇÕES
Quando foi assinado o contrato de obras civis de Angra 3 com a
Construtora Andrade Gutierrez?
As obras civis de Angra 3 foram licitadas e adjudicadas à Construtora Andrade
Gutierrez mediante contrato assinado em 16 de junho de 1983.
Os serviços já executados consistiram em mobilização, instalação do
contratado no canteiro de obras e intervenções no local das edificações, com
cortes de rocha e abertura de cavas para blocos de fundação.
Qual é o valor do contrato de obras civis com a Construtora Andrade
Gutierrez?
A oferta da construtora, após algumas rodadas de negociações, foi de R$ 1,37
bilhão. Considerando a redução estabelecida pelo TCU de R$ 120 milhões, o
valor final do contrato foi estabelecido em R$ 1,25 bilhão (base de preço
julho/2008).
A Andrade Gutierrez tinha de ser obrigatoriamente a empreiteira
encarregada da execução de Angra 3? Não se cogitou fazer outra
licitação?
O contrato com a Construtora Andrade Gutierrez continuou em vigor desde a
paralisação das obras e, no âmbito legal, o TCU também deu parecer favorável
sobre a possibilidade jurídica de manutenção do mesmo.
Estava prevista multa em caso de rescisão unilateral?
No caso de rescisão unilateral, estava previsto o pagamento de custos
pertinentes à desmobilização e ainda 10% dos saldos a haver do valor do
contrato.
A Andrade Gutierrez está pleiteando novo aditivo contratual? Por que a
partir do mês de maio de 2014 a construtora iniciou um processo de
desmobilização de mão de obra no canteiro de Angra 3?
As partes entendem a necessidade de uma repactuação das condições
contratuais, que regularize quantitativos e condições para a conclusão da obra,
considerando o cronograma atual de conclusão do empreendimento.
Esta repactuação estava sendo feita quando a construtora, de forma unilateral,
iniciou um processo de demissão de pessoal e desmobilização de
equipamentos antes que as negociações para repactuação das condições
contratuais fossem concluídas. Diante disso, a Eletronuclear se viu obrigada a
tomar as medidas cabíveis, notificando extra judicialmente a empreiteira quanto
ao seu inadimplemento. A obra voltou ao ritmo normal em setembro de 2014.
O que diz o acordo com a Areva? A empresa fornecerá os equipamentos e
financiará o projeto?
A Areva, resultante da fusão da empresa alemã Siemens KWU com a francesa
Framatome, tem contrato comercial válido para sua participação na construção
de Angra 3, mediante o fornecimento de bens e serviços importados.
Em outubro de 2013, foi assinado o contrato para a execução dos serviços de
engenharia estrangeira e, em novembro de 2013, o contrato para o fornecimento
de materiais, equipamentos e sistemas importados.
O financiamento para esse escopo importado de bens e serviços virá de
empréstimos da Caixa Econômica Federal, cujo contrato já foi assinado e se
tornou efetivo plenamente em julho de 2015.
Que contratos já foram assinados para Angra 3?
Até março de 2015 já foram assinados 22 principais contratos de longo prazo
para a execução de serviços de engenharia de detalhamento e de apoio ao
gerenciamento do empreendimento, montando a importância de cerca de R$
6,8 billhões. Desse total de contratos, 14 são de serviço e oito de fornecimento.
No tocante a suprimentos de materiais, equipamentos e componentes no
mercado nacional e internacional, até a mesma data, já foram assinados
contratos no total de cerca de R$ 10,3 bilhões. Os valores informados
correspondem à soma dos valores base dos contratos.
Para que serviços precisarão ser feitos novos contratos mediante
processo de licitação?
Haverá a necessidade de serem licitados os contratos de serviço hoje
prestados
pelas
seguintes
empresas:
Arcadis
Logos
–
Serviços
de
Gerenciamento e Apoio Técnico; IBQN – Serviços de Supervisão Técnica
Independente; e Concremat – Apoio ao Gerenciamento e Fiscalização dos
Serviços de Obras Civis.
Como foi feito o processo de licitação para a montagem eletromecânica?
A licitação da montagem eletromecânica da Usina Angra 3 cumpriu
rigorosamente todo ritual legal e a empresa foi rigorosa quanto à qualificação
técnica dos concorrentes, mas com grande preocupação de não limitar seu
universo.
O resultado da licitação, questionado por consórcios perdedores do certame,
foi objeto de decisões judiciais e fiscalizações do Tribunal de Contas da União,
não tendo sido apontada nenhuma irregularidade. Os primeiros pagamentos
para mobilização foram efetuados em 01 de dezembro de 2014 contemplando
os seguintes valores: R$ 6.239.358,56 (pacote 1) e R$ 7.655.763,81 (pacote 2).
Por se tratar de uma concorrência pública e não um processo através de
convites, o edital foi lançado a partir de uma Audiência Pública, realizada em
21 de agosto de 2009 e convocada em cumprimento à Lei 8666 - Lei de
Licitações. A partir daí, 54 empresas adquiriram o edital e cinco consórcios
apresentaram propostas.
O edital tinha uma fase de pré-qualificação técnica, jurídica e econômica e uma
fase de propostas de preço.
Dois consórcios não habilitados na fase de pré-qualificação entraram com
mandado de segurança com pedidos de liminar o que resultou em dez
posicionamentos da Justiça Federal - todos com posição favorável ao edital da
Eletronuclear.
Um desses consórcios, como já foi dito, fez uma representação junto ao
Tribunal de Contas da União, que foi negada através de acórdão, e a empresa
autorizada a prosseguir com o processo licitatório a partir de 28 de novembro
de 2012. Antes do início da fase de propostas de preço o orçamento foi
submetido ao TCU que o aprovou com recomendações de um segundo
acórdão, recomendações essas acatadas integralmente pela Eletronuclear em
25 de setembro de 2013.
Em tempo: Por outro lado, a comparação dos investimentos para implantação
de Angra 3, com os valores investidos em usinas de mesma tecnologia ora em
construção no Ocidente, mostra que a usina brasileira é bastante competitiva,
apresentando um investimento - por unidade de capacidade de geração
instalada (US$/kW) - de US$ 4.650/kW, ou seja, menor custo unitário que o de
obras equivalentes no mercado internacional.
As usinas de Flamanville 3 na França e de Olkiluoto 3 na Finlândia apresentam
investimentos de, respectivamente, US$ 6.400/kW e US$ 6.300/kW. Já Watts
Bar 2, usina em construção nos EUA que, à semelhança de Angra 3 também
teve sua construção interrompida por longo período, apresenta custo de
instalação de US$ 5.450/kW.
Quais foram as empresas vencedoras da licitação da montagem?

Consórcio ANGRA 3: constituído pela empresas Construtora Queiroz
Galvão S.A., EBE – Empresa Brasileira de Engenharia S.A. e Techint
Engenharia S.A. para os serviços de montagens eletromecânicas dos
sistemas associados ao circuito primário da usina (sistemas associados
ao circuito de geração de vapor por fonte nuclear).

Consórcio UNA 3: constituído pelas empresas Construtora Andrade
Gutierrez S.A., Construtora Norberto Odebrecht S.A., Construções e
Comércio Camargo Corrêa S.A. e UTC Engenharia S.A. para a
execução das montagens associadas aos sistemas convencionais da
Usina.
Como será implementado o contrato da montagem eletromecânica?
O escopo global da montagem eletromecânica está dividido em dois contratos
(pacotes de serviços): um pacote associado ao circuito primário de geração e,
outro, ao secundário. Neles, constam as atividades a serem desenvolvidas nas
edificações e estruturas, respectivamente, do sistema de geração de vapor por
fonte nuclear e nos sistemas convencionais da Usina.
Esses serviços contratados incluem montagem de componentes; tubulações;
válvulas; bandejas de cabos; suportes de tubulação e de bandejas; instalação
de equipamentos de processo; painéis elétricos; lançamento de bandejas e
cabos elétricos e de sistemas de instrumentação e controle; facilidades de
ventilação e ar condicionado; execução de isolamento térmico e de pinturas
industriais.
A maior parte das atividades deverá ser executada em 30 meses. Porém, o
contrato prevê um período total de 58 meses, pois também será necessário
contar
com
as
empresas
prestadoras
de
serviços
nas
fases
de
comissionamento, testes de potência da Usina e operação inicial.
Qual o valor dos contratos da montagem eletromecânica?
Serão
investidos
R$ 2,9 bilhões
em
ambos
os
contratos,
montagens
associadas aos sistemas nucleares e montagens associadas aos sistemas
convencionais, considerando que os dois consórcios vencedores da licitação
trabalharão em regime de administração compartilhada. A base de preços é de
fevereiro de 2013.
6. MÃO DE OBRA
A Eletronuclear está priorizando a contratação de trabalhadores dos
municípios vizinhos à Central Nuclear durante a construção de Angra 3?
Para Angra 3, o índice de participação de mão de obra da região está sendo
superior ao utilizado em Angra 2. A empresa vem dando prioridade à mão de
obra local, incluindo esse requisito nos contratos. Além disso, não ofereceu
qualquer benefício ou concessão (alojamento, transporte etc.) para os
trabalhadores de fora, visando a incentivar, assim, a contratação de
profissionais locais. Caso as empresas empreiteiras contratem gente de fora,
elas terão de arcar com o ônus de alimentação, transporte e alojamento desse
pessoal.
Geração de Empregos
• Até 9.000 empregos diretos e 15.000 indiretos durante a construção.
• Cerca de 500 empregos diretos na fase de operação.
Geração de empregos na construção civil e montagem de Angra 2
CNO
Construtora
Norberto Odebrecht
1.343
UNAMON
Consórcio de
Montagem Nuclear
3.754
1.671
1.406
344
274
29
105
91
Angra................................................63%
Paraty..................................................2%
Rio Claro/Lídice .................................8%
Volta Redonda/Barra Mansa..............7%
Outras..............................................20%
Total
53
138
486
Angra................................................44,5%
Paraty..................................................1,5%
Rio Claro/Lídice ................................4%
Volta Redonda/Barra Mansa...........13%
Outras.............................................37%
Total
Quantos trabalhadores já foram contratados para a obra?
A construção de Angra 3 está permitindo a criação de novos empregos,
movimentando o mercado de trabalho da região da Costa Verde. Até abril de
2015, cerca de 2,5 mil profissionais estavam trabalhando no canteiro de obras.
Esse efetivo deve aumentar?
Esse efetivo tende a aumentar este ano (2015), tendo em vista a necessidade de
atender ao cronograma dos serviços e ao incremento da mobilização das
empresas que executarão os serviços de montagem eletromecânica.
No período de maior movimentação no canteiro de obras, a estimativa é que sejam
criadas cerca de sete mil e quinhentas novas vagas. A Eletronuclear avalia que
esse contingente poderá ser ainda maior, podendo gerar outras 15 mil novas vagas
em empregos indiretos, incluindo os que serão criados pelas empresas
fornecedoras de peças e equipamentos, bem como pelo previsível aumento da
demanda por bens e serviços, como resultado do aquecimento da economia local
no entorno da Central Nuclear.
Qual é o perfil da mão de obra requerida para Angra 3?
A construção de Angra 3 e a montagem dos equipamentos serão executadas
com participação preponderante de técnicos e profissionais brasileiros. No
primeiro momento, a demanda maior é por carpinteiros, pedreiros, montadores
de andaime, armadores e ajudantes. Até o momento, mais de 85% do pessoal
contratado tem sido de moradores da Costa Verde, coerente com a política da
empresa de priorização da mão de obra local.
Já para atender aos serviços de instalação e de montagem dos equipamentos
eletromecânicos, serão requisitados profissionais com qualificação, tais como:
eletricistas, montadores, instrumentistas, encanadores, ajudantes, pintores etc.
A mesma política de priorização será adotada, somente buscando profissionais
fora da região quando comprovadamente não houver disponibilidade local.
Normalmente, as empresas contratadas para a execução das obras civis e
montagem eletromecânica fazem um mixing com pessoal experiente, advindos
do envolvimento prévio na execução de obras similares, e pessoal
inexperiente, que é submetido a treinamento pelas próprias empresas
contratadas.
A maior participação de estrangeiros se dará somente na fase de
comissionamento de equipamentos e sistemas da Usina, ou seja, na fase de
testes, cabendo à empresa franco-alemã Areva a complementação do
fornecimento de parte dos equipamentos, não disponível no mercado nacional,
e o suporte técnico de alguns serviços específicos de supervisão de montagem
e de engenharia.
Já para a fase de operação da Usina, serão necessários cerca de 500
empregos diretos permanentes, cuja seleção se dará por meio de concurso
público. As principais categorias contratadas serão: operadores, mecânicos,
eletricistas, instrumentistas, químicos, engenheiros e físicos. Esse pessoal, ao
ser admitido na Eletronuclear, é submetido a longo período de treinamento que
pode, em alguns casos, durar até cinco anos. Esses treinamentos são
desenvolvidos pela Eletronuclear no seu Centro de Treinamento situado na Vila
de Mambucaba, próximo à Central Nuclear.
7. EQUIPAMENTOS
Os equipamentos de Angra 3 estão em condições de operação confiável e
segura?
Sim. A experiência com Angra 2 demonstrou que as unidades de preservação
e a inspeção final nos equipamentos, previamente à sua montagem,
proporcionaram a manutenção de elevado padrão de desempenho dos
equipamentos.
Como é feita a preservação dos equipamentos?
Os equipamentos vêm sendo mantidos sob rigoroso esquema de preservação
em almoxarifados no próprio sítio da Usina e nas instalações da Nuclep. Eles
são embalados em folhas de alumínio, selados a vácuo e com controle de
umidade. Tanques e vasos de pressão são preservados com gás inerte. E os
materiais estocados ao tempo estão revestidos com película protetora.
Como funciona o programa de manutenção e preservação?
A inspeção mensal é feita a cada 24 meses, com as seguintes atividades:
substituição de proteções, desumidificadores, graxas e óleos; manutenção da
documentação; segurança industrial; proteção contra incêndio; meios materiais
e humanos para a realização das tarefas de manutenção; inspeção e controle
dos equipamentos; e inspeções e auditorias independentes.
Quais são os principais equipamentos da Usina?
Vaso do reator, gerador de vapor, pressurizador, bombas principais de
refrigeração, turbinas de alta e baixa pressão, bombas principais de água de
alimentação e de condensado, além de diversos equipamentos gerais, como:
estação de válvulas, trocadores de calor e vasos de pressão. Tais
equipamentos vêm sendo mantidos sob rigoroso esquema de preservação em
almoxarifados no próprio sítio da Usina e nas instalações da Nuclep.
Esses equipamentos comprados na década 1980 não estão obsoletos?
Não. Encontram-se em ótimas condições para uma operação confiável e
segura da planta. Os equipamentos já adquiridos apresentam os mesmos
projetos de engenharia e os mesmos métodos fabris e construtivos que
aqueles ora em operação nas usinas alemãs mais recentemente construídas –
as usinas da série Konvoy, que, desde o início de operação comercial, vêm se
colocando entre as usinas nucleares de melhor desempenho operacional no
mundo.
Que tipo de equipamento ainda será comprado?
No mercado internacional serão adquiridos, entre outros, a máquina de recarga
de combustível, as barras de controle para o reator, cabos especiais de
instrumentação e controle, material de tubulação e tanques para o grupo turbogerador, equipamentos de processo e, principalmente, o novo sistema de
instrumentação e controle digital.
No mercado nacional serão adquiridos componentes mecânicos, tais como:
vasos e tanques, trocadores de calor e equipamentos de processo; pontes
rolantes,
pórticos
e
guindastes,
suportes
especiais
e
revestimentos,
equipamentos rotativos, bombas e válvulas, tubos e peças especiais ferríticas,
isolamento térmico, sistemas de ventilação e de proteção contra incêndio. E
ainda, os equipamentos elétricos, tais como: transformadores, painéis elétricos,
bandejas de cabos e suportes de montagem, cabos elétricos de força, baterias
e materiais diversos.
NOVAS USINAS NUCLEARES
O Brasil planeja expandir sua capacidade de geração nucleoelétrica além
de Angra 3?
O Plano Nacional de Energia PNE-2030, que subsidia o Governo na
formulação de sua estratégia para a expansão da oferta de energia até 2030,
no seu cenário de referência, apontou a necessidade da implantação de 4.000
MW nucleares adicionais no período após a implantação de Angra 3 (20152030), sendo 2.000 MW no Nordeste e 2.000 MW no Sudeste. Outros cenários
analisados pelo PNE-2030 consideravam a necessidade de 6.000 MW e 8.000
MW para o mesmo período.
Segundo o estudo, o parque nuclear passaria a ter 3.300 MW com a entrada de
Angra 3. Já com as outras quatro usinas a capacidade de geração de energia
nuclear, em 2030, chegaria a 7.300 MW. Para fazer os cálculos, o estudo
considerou um aumento do Produto Interno Bruto (PIB) de 4,1% ao ano e um
crescimento de demanda por energia de 3,5% ao ano até 2030.
A Eletronuclear está aguardando o lançamento do Plano Nacional de Energia
2050 (PNE 2050). Esse documento vai determinar o planejamento energético
brasileiro para as próximas décadas e dizer qual será a contribuição futura da
energia nuclear. A empresa espera essa definição para dar continuidade ao
trabalho de prospecção de sítios para sediar novas usinas nucleares. Já foi
feito um levantamento de 40 áreas aptas em todo o país. O PNE 2050 indicará
as áreas prioritárias para prosseguir com a escolha dos sítios finalistas.
De que de forma o acidente no Japão afetou o Programa Nuclear
Brasileiro?
O acidente nuclear no Japão não implica elementos objetivos que possam
alterar os rumos atuais do Programa Nuclear Brasileiro, a não ser a
incorporação
das
lições
técnicas
que
estão
sendo
aprendidas,
aperfeiçoarão sua segurança num processo de melhoria contínua.
que
O acidente com a central de Fukushima promoveu em todo o mundo novos
estudos, debates e posicionamentos, que, obviamente, estão retardando
eventuais tomadas de decisão sobre novos empreendimentos nucleares, aí
incluído o processo de seleção de sítios.
Até agora, o que já foi feito pela Eletronuclear para dar prosseguimento
às metas do Programa Nuclear Brasileiro?
Antes do acidente no Japão, a Eletronuclear já tinha dado início ao
procedimento de seleção de locais candidatos para as futuras centrais
nucleares brasileiras, a partir das diretrizes de planejamento estabelecidas pelo
Plano Nacional de Energia 2030 (PNE 2030). Inicialmente, o foco foi na região
compreendida pelo litoral entre Recife e Salvador, os dois maiores centros de
carga da Região Nordeste, e o vale dos grandes rios que desembocam nesse
litoral, conforme orientação do PNE-2030 e a atual configuração da Rede
Básica do Sistema Interligado Nacional.
A metodologia de seleção de local é organizada em três etapas, sendo a
primeira a identificação de áreas candidatas, ou seja, aquelas que passam
pelos 20 critérios de exclusão e evitação estabelecidos.
Essa primeira etapa foi concluída para a região inicialmente estudada e,
posteriormente, os trabalhos dessa etapa – já totalmente informatizados
mediante o desenvolvimento de um Sistema de Informações Geográficas –
foram estendidos a todo o território nacional.
Quais aspectos são analisados para escolher a localização das novas
centrais nucleares?
A escolha do sítio para a instalação de uma central nuclear obedecerá à
legislação vigente e às normas estabelecidas pela Comissão Nacional de
Energia Nuclear – CNEN.
Os estudos se baseiam em princípios estabelecidos pela Agência Internacional
de Energia Atômica – AIEA e pelo Electric Power Research Institute – EPRI
(EUA).
Nesses estudos são considerados aspectos geográficos, demográficos,
meteorológicos, hidrológicos, geológicos, sismológicos e geotécnicos dos sítios
potenciais candidatos à instalação da central.
O processo de seleção, além dos aspectos acima, considera fundamental a
promoção do envolvimento do público em geral (cidadania, autoridades e
outros).
PROCESSO DE SELEÇÃO:
Uma seleção adequada de sítio é o primeiro passo para a viabilização
empresarial da nova central e para a sustentabilidade do empreendimento. O
processo de seleção terá quatro etapas, a saber:
Etapa 1 - Exclusão
Por intermédio de 12 critérios de exclusão como impedimentos regulatórios,
institucionais, de projeto, ambientais e outros, serão eliminadas áreas onde a
instalação de usinas nucleares é inviável.
Etapa 2 – Evitação
Essa etapa eliminará vastas extensões de terras onde, apesar da viabilidade, a
instalação de uma central nuclear não seria desejável, como, por exemplo,
áreas com altos índices populacionais; com maior impacto ambiental;
consideradas de significativo valor histórico, cultural e estético.
Ao fim dessas etapas, nas regiões remanescentes serão escolhidas de 15 a 20
áreas candidatas a partir de critérios técnicos.
Etapa 3 – Adequação
Nessa etapa o foco do processo se altera. Agora, serão comparados os
atributos das áreas candidatas identificadas para selecionar aquelas que
reúnem os conjuntos de condições mais favoráveis para a instalação da
central.
Nesse estudo serão utilizados cerca de 50 critérios, divididos em quatro
grandes
grupos
de
interesse
(saúde
e
segurança;
meio
ambiente;
socioeconômico e engenharia; e custos relativos). As áreas consideradas
menos aptas serão progressivamente eliminadas.
Etapa 4 – Determinação
O objetivo dessa fase é selecionar os quatro sítios mais adequados e submetêlos à avaliação política para que se escolha o sítio preferido.
Nessa etapa, estudos ainda mais detalhados, dos critérios avaliados na terceira
etapa, serão necessários para assegurar a efetividade do processo de seleção.
Todas essas etapas devem ser previamente desenvolvidas para que os seus
riscos sejam identificados e mitigados, resultando num risco empresarial total
do empreendimento tão ou mais baixo do que os riscos das fontes
competidoras.
A Eletronuclear inaugurou um escritório no Nordeste.
Por que foi
escolhida a capital de Pernambuco?
Para marcar o início desse processo de expansão do Programa Nuclear, a
Eletronuclear inaugurou, em agosto de 2009, um escritório em Recife para
facilitar o envolvimento com as organizações públicas e regulatórias, requisito
fundamental no processo de seleção do sítio da Central Nuclear do Nordeste.
Recife foi escolhida por ser uma cidade com infraestrutura e dotada de
instituições públicas e privadas expressivas, o que a põe na dimensão
necessária para dar suporte adequado a projetos dessa magnitude.
Por que o litoral da Bahia até Pernambuco, considerado antes “área de
interesse”, foi descartado?
A finalização dos estudos para a escolha do local da central nuclear nordestina
apontou as margens do Rio São Francisco como a melhor opção quando
confrontadas com cerca de 20 critérios de exclusão e evitação no processo de
seleção de sítios. O uso da água do rio nas usinas pode se limitar a 0,4% de
sua vazão mínima, caso se utilizem torres de refrigeração, o que constitui um
reduzido impacto ambiental.
O litoral da Bahia até Pernambuco foi descartado para abrigar usinas nucleares
porque:
•
há várias e extensas áreas de proteção ambiental ao longo do litoral,
que, apesar de não impedirem a instalação de usinas, aumentam
consideravelmente o risco do licenciamento, e, portanto, devem ser evitadas;
•
metrópoles e cidades de menor porte localizadas no litoral contraindicam
a instalação de usinas devido à proximidade de grandes aglomerados de
pessoas;
•
aquíferos ao longo de grande parte da faixa litorânea podem vir a ser
problema no momento do licenciamento;
•
grande parte do litoral abriga gasoduto e é necessária uma distância
mínima entre essa instalação e usinas nucleares; e
•
solos sedimentares, presentes na região, são contraindicados para
suportar as sólidas fundações de usinas nucleares.
Dois ou mais desses critérios foram encontrados em parte considerável dessa
costa.
Quais as mudanças que devem ocorrer no Nordeste se forem instaladas
usinas nucleares?
A primeira mudança diz respeito à produção interna de energia elétrica. O
Nordeste poderá passar outra vez a produzir a sua própria energia. Segundo,
os municípios e a região que instalarem a usina nuclear deverão ter um grande
desenvolvimento socioeconômico e cultural.
Que outros tipos de benefícios a Região Nordeste teria?
Vários são os benefícios: disponibilidade de energia interna própria e limpa;
possibilidade de desenvolvimento de projeto integrado com usina nuclear para
adução de água do Rio São Francisco, usando energia da própria usina para
irrigação e consumo humano em grande parte do Nordeste; volume de
recursos envolvidos na construção, operação e manutenção, com consequente
geração de empregos; fortalecimento do núcleo básico de recursos humanos
na área de energia nuclear e das demais especialidades envolvidas nessa
tecnologia e a possibilidade de obtenção de royalties para o município que
abrigar a Usina.
Qual seria o investimento previsto para a implantação dessas novas
usinas?
Aproximadamente US$ 5 bilhões para uma unidade de 1.000 MW, ou seja,
US$ 5.000/KWe instalado. Esse valor é overnight, ou seja, seria o montante a
ser pago se a usina fosse quitada de uma única vez. Entretanto, o pagamento
se dará ao longo de 15 anos e será acrescido de juros. E o investimento
poderá ser amortizado durante esse período a partir da geração de caixa da
própria usina.
Como a vida útil do empreendimento supera os 60 anos, a nova usina nuclear
produzirá eletricidade e se apropriará de significativos montantes de lucro
durante quase meio século após a amortização do investimento inicial.
Em termos de custos de energia gerada por MW/h, em quanto tempo se
amortiza o custo de implantação de uma central nuclear?
O Estudo de Viabilidade Técnico-Econômico de Angra 3, considerando toda a
amortização dos financiamentos necessários à construção da usina e uma
Taxa Interna de Retorno (do acionista) em 9,58%, o payback do
empreendimento, tempo de retorno do capital investido na implantação de
Angra 3, é de 16,5 anos.
Avaliações internacionais, concluem que as usinas de geração III+, ora em
construção, devido à celeridade das construção modulares, apresentam
payback variando entre 10 a 13 anos. O tempo de retorno de capital, para
essas usinas, é interdependente de alguns parâmetros, entre os quais:
Investimentos para Construção, Taxas de Juros dos Financiamentos, Prazo de
Carência dos Financiamentos, Relação Debt/Equit do Empreendimento, Tempo
de Construção, Preço de Venda de Energia.
Com relação aos subsídios, há previsão de investimentos estrangeiros na
construção dessas usinas?
Não está decidido neste momento quem serão os parceiros privados na
construção
dessas
usinas.
Mas,
sem
dúvida,
poderão
conter
tanto
investimentos privados nacionais quanto internacionais.
Quais serão as alternativas tecnológicas para as novas usinas?
Para as usinas pós-Angra 3, espera-se a participação dos principais
fornecedores
internacionais:
Areva/Mitsubishi;
Westinghouse/Toshiba;
a
Rosenergoatom, empresa russa, além das chinesas CNNC e SNPTC.
Qual a participação e a importância da indústria brasileira nesse
processo?
A participação da indústria nacional nos empreendimentos de geração nuclear
no país tem aumentado gradativamente. Para Angra 2, o grau de
nacionalização foi de 50,4% e, no caso de Angra 3, a previsão é que seja maior
(54%), principalmente após sua retomada, quando a maior parte dos
componentes e equipamentos complementares será posta no mercado
nacional. No caso de usinas nucleares pós-Angra 3, a meta é de participação
de cerca de 70%.
Qual será a participação da energia nuclear na matriz energética brasileira
com as novas usinas?
De modo aproximado, usando os dados de Angra 1 e Angra 2, quanto à
energia, e considerando que a Central de Angra tem 2.007 MW de potência
instalada e gera 3% da energia do Sistema Interligado Nacional, cada 1.000
MW (uma unidade deverá ter 1.000 MW) de usina nuclear corresponde a 1,7%
da energia gerada no Sistema Interligado Nacional. Como estamos
selecionando sítios para até seis usinas, a participação desse eventual sítio iria
variar desde 1,7% até 10,2% da geração de eletricidade no país, conforme a
central assente de uma até seis usinas de 1.000 MW.
A construção das centrais está vinculada ao crescimento da economia do
país e, por consequência, da demanda por energia. A crise internacional
deve reduzir significativamente a taxa de crescimento econômico por um
período que o governo considera médio. O programa sofrerá alterações?
Não. A taxa de crescimento econômico de referência para os estudos do PNE2030 é de 4,3%, inferior àquelas que vinham sendo obtidas nos últimos anos e
possivelmente inferior à eventual redução causada pela crise internacional
atual.
A cadência de uma nova usina por ano é factível? Como?
Não existe planejamento da expansão do parque nuclear para o período
posterior a 2030. O que se pode afirmar é que certamente essa expansão terá
de ser acelerada, na medida do progressivo aproveitamento, e consequente
redução, do potencial hidroelétrico nacional disponível. Quanto à factibilidade
técnica de uma “cadência” de uma nova usina por ano, ela é demonstrada
pelos programas nucleares da França (60.000 MW em cerca de 30 anos), dos
EUA (100.000 MW também em cerca de 30 anos) e do Japão. Adicionalmente,
os projetos modernos de construção de usinas prevêem a construção
simultânea de duas unidades lado a lado, o que traz expressivos ganhos
durante a etapa de construção.
TEMAS GERAIS
1. TARIFA
Qual é o custo da energia gerada pelas usinas nucleares?
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) alterou a metodologia de
cálculo da receita de comercialização da energia elétrica gerada por Angra 1 e
Angra 2. A Aneel determinou que, em 2015, o valor da receita fixa da
Eletronuclear pela venda será de R$ 2,246 bilhão. Se dividirmos o valor da
receita fixa (R$ 2,246 bilhão) pela energia contratada disponível para ser
comercializada, teremos uma receita fixa de R$ 162,09 por MWh –
evidenciando a viabilidade econômica da opção nuclear frente às outras
térmicas.
Desde 1º de janeiro de 2013, o pagamento à Eletronuclear da receita
decorrente da geração da energia das usinas nucleares está sendo rateado
entre todas as distribuidoras do Sistema Interligado Nacional (SIN). Essa
receita é determinada ano a ano pela Aneel, que estabeleceu a metodologia de
cálculo das cotas-parte de cada empresa e os valores vigentes a partir de
2013.
Antes, a Eletronuclear comercializava a energia das usinas de Angra com
Furnas, que a revendia às distribuidoras. A agência homologava anualmente
uma tarifa para remunerar a operadora nuclear.
Em comparação com outras formas de geração de energia, a fonte
nuclear é competitiva?
Sob o aspecto de competitividade econômica, destacamos o Leilão A-5 2014
realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), em
28/11/2014, onde foram vendidas 12 termelétricas, sendo 8 empreendimentos
a biomassa; uma a carvão e três a gás natural. O preço médio de venda do
leilão foi de R$ 196,11 por megawatt hora, evidenciando a viabilidade
econômica da opção nuclear. A título de comparação, o preço de venda da
energia produzida por Angra 1 e Angra 2, em 2014, foi R$ 156,79 por megawatt
hora, aproximadamente 20% inferior ao preço médio de venda do leilão.
2 . BALANÇO PATRIMONIAL / DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
De quanto foi o resultado da Eletronuclear em 2014?
Ao final do exercício de 2014, a Eletronuclear apresentou um prejuízo de R$
1.000.602 mil, enquanto que, no exercício de 2013, o resultado registrou um
prejuízo de R$ 688.535 mil.
Receita
A partir da receita operacional líquida de R$ 1.926.762 mil, computado o custo
do serviço de R$ 1.774.162 mil e a despesa operacional de R$ 1.046.799 mil,
obtém-se ao final do exercício de 2014 um prejuízo operacional antes do
financeiro de R$ 894.199 mil, correspondente a uma Margem Operacional
negativa (MON) de 46,41%.
Resultado Operacional
Depois de computado o resultado financeiro negativo de R$ 83.859 mil e as
despesas de Imposto de Renda e Contribuição Social de R$ 22.544 mil, tem-se
ao final do exercício um prejuízo líquido de R$ 1.000.602 mil, que corresponde
a uma Taxa de Lucratividade negativa (TLFN) de 51,93%.
Fatores relevantes do resultado financeiro
A seguir, as explicações para as rubricas que afetaram o resultado financeiro
da companhia no exercício de 2014:
1 - Encargo de dívidas
As despesas de encargos financeiros de R$ 46.501 mil, relativos a juros sobre
empréstimos e financiamentos captados com a Eletrobras.
2 - Variações monetárias e cambiais
As variações monetárias e cambiais passivas e ativas apresentam no exercício
um valor líquido de receita financeira de R$ 3.245 mil, assim destacadas:
•
Despesa de variação monetária de R$ 10.617 mil sobre a diferença de
tarifa a ser paga a Furnas, em decorrência da homologação das tarifas
definitivas dos exercícios de 2010, 2011 e 2012;
•
A variação cambial sobre as dívidas com fornecedores e outros
apresentou, no exercício de 2014, uma receita financeira de R$ 13.862 mil,
explicada pela valorização ocorrida na cotação do dólar frente ao real incidente
sobre adiantamento a fornecedores, quando registrou no período de 01 de
janeiro a 31 de dezembro uma subida de 13%.
Outros dados financeiros:
Receita bruta
2014: R$ 2.192.462 mil
Receita líquida
2014: R$ 1.926.762 mil
Prejuízo
2014: R$ 1.000.602 mil
Ebitda (Lucro antes de impostos + juros + variações monetárias + depreciação
+ amortização + provisões contábeis)
2014: R$ 370.457 mil
Quais foram as mudanças que contribuíram para a regressão do
resultado do serviço da Eletronuclear?
Os principais efeitos negativos no resultado de 2014 foram provocados pela
provisão do impairment (desvalorização de ativos) de Angra 3 no valor de R$
557.834 mil e pela provisão para plano de incentivo de desligamento no valor
de R$ 219.299 mil.
Qual o investimento realizado da Eletronuclear no ano 2014?
No exercício de 2014 foram investidos R$ 1.987,0 milhões, assim distribuídos:
•
Manutenção do Sistema de Geração de Energia Termonuclear de Angra
1 e Angra 2 – R$ 193,3 milhões;
•
•
Implantação da Usina Termonuclear Angra 3 – R$ 1.776,5 milhões;
Estudos de Viabilidade para Ampliação da Geração de Energia Elétrica
– R$ 5,5 milhões;
•
Infraestrutura de Apoio – R$ 11,7 milhões.
O orçamento da Eletronuclear foi aprovado pelo Programa de Dispêndios
Globais?
No contexto do Programa de Dispêndios Globais (PDG), a Eletronuclear teve
seus limites fixados em orçamento aprovado para o exercício de 2014 no
Decreto Nº 8.159, de 18 de dezembro de 2013 (DOU de 23.12.2013), e
revisado pelo Decreto Nº 8.382, de 29 de dezembro de 2014 (DOU de
30.12.2014).
No exercício, as origens dos recursos econômicos necessários à cobertura dos
dispêndios (correntes e de capital) foram fixadas em R$ 4.644,9 milhões,
distribuídas em R$ 2.234,5 milhões com origem em receitas de venda de
energia de Angra 1 e 2, R$ 2.403,4 milhões em recursos de financiamentos de
longo prazo e R$ 7,0 milhões em receitas não operacionais.
Para as origens dos recursos econômicos fixadas, houve a realização do
montante de R$ 3.982,6 milhões, dos quais se destacam a realização dos
valores de R$ 2.195,7 milhões originados da receita de venda de energia de
Angra 1 e 2, R$ 1.785,4 milhões em recursos de financiamentos de longo prazo
e R$ 1,5 milhões em receitas não operacionais.
Em relação aos dispêndios econômicos, foi fixado o limite de R$ 4.529,2
milhões, distribuídos em R$ 2.110,5 milhões para dispêndios correntes, R$
2.351,9 milhões para investimentos e R$ 66,8 milhões para outros dispêndios
de capital (amortizações de financiamentos).
Em termos de realizações, foram gastos R$ 1.910,6 milhões em dispêndios
correntes, R$ 1.987,0 milhões em investimentos e R$ 60,8 milhões em outros
dispêndios de capital (amortizações de financiamentos), totalizando R$ 3.958,4
milhões.
Os valores realizados com dispêndios correntes no montante de R$ 1.910,6
milhões concentraram-se naqueles necessários à garantia de performance
operacional, destacando-se: pessoal próprio e encargos (R$ 589,0 milhões),
programa de desligamento voluntário (R$ 133,8 milhões), serviços de terceiros
(R$
379,2
milhões),
combustível
nuclear
(R$
308,6
milhões),
impostos/contribuições (R$ 274,1 milhões), compra de energia (R$ 65,9
milhões), materiais de consumo (R$ 54,1 milhões), juros e outros (R$ 46,5
milhões), utilidades e serviços (R$ 13,2 milhões) e outros dispêndios correntes
(R$ 46,2 milhões).
Já as realizações dos dispêndios com investimentos no valor de R$ 1.987,0
milhões se concentraram em quatro programas (ações): Implantação da Usina
Termonuclear de Angra 3 (R$ 1.776,5 milhões), Manutenção do Sistema de
Geração de Energia Termonuclear de Angra 1 e 2 (R$193,3 milhões), Estudos
de Viabilidade para Ampliação da Geração de Energia Elétrica (R$ 5,5 milhões)
e Infraestrutura de Apoio (R$ 11,7 milhões).
3.FUNCIONAMENTO E SEGURANÇA DAS USINAS
Qual é a vida útil das usinas nucleares?
A vida útil de projeto das usinas nucleares é, em média, de 40 anos.
Entretanto, a robustez do projeto das usinas da Geração II (hoje em operação,
como Angra 1 e Angra 2, ou em construção, como Angra 3), permite prorrogar
suas vidas úteis, a exemplo de várias dezenas de usinas no mundo com
projeto igual ao das brasileiras. A extensão de vida útil das usinas nucleares é
uma estratégia adotada em diversos países como alternativa à construção de
outras usinas. Normalmente, a renovação de licença prolonga a vida da usina
em mais 20 anos, representando, para a operadora, um período de receita com
o investimento inicial já amortizado.
Para as usinas nucleares mais modernas, da Geração III+, ora ainda em
construção, a vida útil de projeto é de 60 anos. No entanto, há expectativas
que essas usinas também possam ter suas vidas úteis prorrogadas.
Como é o funcionamento de uma usina nuclear?
Uma usina nuclear funciona como uma usina térmica convencional; só que,
para gerar o calor, não usa combustão de carvão, óleo ou gás. A matéria-prima
da usina é o urânio, que é extraído no Brasil, em sua maioria, da mina de
Caetité, na Bahia. Os elementos combustíveis das usinas são compostos por
varetas cheias de pequenas pastilhas cerâmicas de dióxido de urânio (UO2).
A geração de energia começa com a fissão dos átomos de urânio dentro do
núcleo do reator. Essa fissão gera calor e aquece a água do sistema primário.
No gerador de vapor, essa água aquece a do sistema secundário,
transformando-a em vapor. Após movimentar a turbina, esse vapor passa pelo
condensador, onde é resfriado pela água do mar e retorna ao gerador de vapor
(sistema terciário - no diagrama abaixo aparece com o nome de “sistema de
água de refrigeração”). O gerador elétrico acoplado ao eixo da turbina produz a
eletricidade que abastece a rede de energia elétrica. É importante salientar que
todos os sistemas de circulação de água são independentes, não havendo
contato direto entre eles.
REATORES A ÁGUA PRESSURIZADA (PWR)
A energia nuclear é distribuída pelo Sistema Interligado Nacional (SIN)?
Sim. Pelo Sistema Interligado Nacional (SIN), a energia das usinas nucleares
brasileiras chega aos principais centros consumidores do país. Como o parque
elétrico brasileiro tem mais de 90% da sua geração de origem hidráulica, com
longas linhas de transmissão até os grandes centros consumidores, a
importância de Angra 1 e Angra 2 para a estabilização do sistema elétrico no
eixo Rio-São Paulo é muito grande. São 640 MW de Angra 1 e 1.350 MW de
Angra 2, fundamentais para a melhoria da confiabilidade no fornecimento de
energia elétrica para o sistema da Região Sudeste.
Quais os estados que não fazem parte do SIN?
Os estados que estão de fora do Sistema Interligado Nacional (SIN) são
Amazonas, Amapá e Roraima. Apenas 3,4% da capacidade de produção de
energia elétrica do país se encontram fora do SIN.
Qual o grau de segurança das usinas nucleares?
De todas as atividades industriais, a geração de energia elétrica em usinas
nucleares é uma das que oferecem menos risco. O pensamento e atitude
dominante é a busca da melhoria contínua, isto é, que é sempre possível
melhorar a segurança.
As usinas que constituem a Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA),
foram projetadas e construídas dentro dos mais rigorosos critérios de
segurança adotados internacionalmente. Seu licenciamento ambiental está a
cargo do Ibama, e o nuclear está a cargo da CNEN, obedecendo
rigorosamente a legislação vigente no país.
No projeto e na operação da CNAAA a segurança ganha prioridade absoluta e,
de acordo com a Política de Gestão Integrada da Segurança da Eletrobras
Eletronuclear, “A Segurança Nuclear é prioritária e precede a produção, não
devendo nunca ser comprometida por qualquer razão”. Tem-se como meta
deste esforço satisfazer o objetivo principal que é proteger os indivíduos, a
sociedade e o meio ambiente contra o risco radiológico.
As
usinas
nucleares
possuem
sistemas
de
segurança
redundantes,
independentes e fisicamente separados, em condições de resfriar o núcleo do
reator e os geradores de vapor em situações normais ou de emergência,
prevenindo também a ocorrência de acidentes. Na situação improvável de
perda
de
controle do
reator em
operação
normal, esses sistemas
independentes de segurança entram automaticamente em ação para impedir
condições operacionais inadmissíveis.
Além de todos esses sistemas, as usinas nucleares de Angra têm sistemas de
segurança, que funcionam sem que precisem ser acionados por dispositivos
elétricos ou mecânicos. Esses sistemas incluem as numerosas barreiras
protetoras de concreto e aço, que protegem as usinas contra impactos externos
(terremotos, maremotos, inundações e explosões) ou aumento da pressão no
interior da Usina.
Cerca de 95% das substâncias radioativas de uma usina nuclear são geradas
no núcleo do reator durante o funcionamento deste, quando da fissão nuclear
do combustível. O próprio combustível nuclear, que é composto por varetas
cheias de pequenas pastilhas cerâmicas de dióxido de urânio (UO2), funciona
como barreira interna, pois a maior parte dos produtos que se originam no
processo de fissão nuclear fica retida no interior da estrutura cristalina destas
pastilhas. Apenas uma pequena fração dos produtos de fissão voláteis e
gasosos consegue escapar, ficando entretanto retida no interior das varetas
que contêm as pastilhas de urânio. Essas varetas são feitas de uma liga
especial de zircônio e são hermeticamente seladas. Na eventualidade de
microfissura em alguma vareta do elemento combustível, sistemas de
monitoramento, purificação e desgaseificação atuam para assegurar que a
segurança da operação do reator.
O sistema de refrigeração do reator funciona como uma barreira estanque,
evitando a liberação de substâncias radioativas. Angra 1 e Angra 2 operam
com um reator do tipo PWR (água pressurizada), que é o mais utilizado no
mundo - 63% dos reatores em operação no mundo, segundo dados da Agência
Internacional de Enegia Atômica (AIEA), 2014. O reator PWR é projetado para
ter características de autorregulação, isto é, com o aumento de temperatura há
uma diminuição de potência, exatamente para funcionar como freio automático
contra aumentos repentinos de potência.
Ainda assim, para a remota possibilidade de o sistema de refrigeração permitir
a liberação não controlada de substâncias radioativas, o reator está contido por
um edifício de aço estanque, de formato cilíndrico em Angra 1 e esférico em
Angra 2, denominado Prédio de Contenção. Tal barreira é projetada para evitar
qualquer liberação de radioatividade no caso do mais sério acidente de falha da
refrigeração do núcleo do reator. Esta contenção de aço está protegida de
impactos externos por um edifício de paredes de concreto armado. Durante a
operação normal da Usina, a pressão no lado de dentro do edifício do reator é
mantida abaixo da pressão atmosférica externa, exatamente para impedir que
produtos radioativos possam escapar do interior da Usina para o meio
ambiente. Todas essas barreiras são devidamente testadas durante a
construção e montagem da Usina e suas integridades verificadas no decorrer
da operação da mesma.
Grande parte das ações que visam a neutralizar ocorrências anormais na usina
é automática. Mesmo assim, os operadores de uma usina nuclear são
altamente treinados e precisam ser necessariamente licenciados pela CNEN.
Os operadores de Angra 1 passam por um rigoroso treinamento realizado nos
Estados Unidos e na Europa, onde utilizam simuladores compatíveis com a
Sala de Controle de Angra 1. Um simulador específico para Angra 1 está em
fase final de comissionamento, em Mambucaba. A Eletronuclear possui
também em Mambucaba (município de Paraty/RJ) um simulador que é uma
réplica da sala de controle de Angra 2. Lá, os operadores da Usina Angra 2 são
treinados, podendo-se reproduzir todas as situações que ocorrem durante o
funcionamento normal da usina ou em situações anormais e emergenciais.
Operadores de diversos países já foram treinados nesse simulador. Para Angra
3, um simulador específico está em fase de especificação e compra.
Além dos rígidos critérios adotados nas fases de projeto e de operação, há um
plano de emergência que abrange uma área com raio de 15 quilômetros em
torno da CNAAA. Esse plano, que envolve, além da Eletronuclear, os órgãos
da Defesa Civil, a CNEN, o Exército, a Marinha e a Aeronáutica, assim como
diversas empresas de prestação de serviços, contempla todas as medidas para
proteção dos trabalhadores e da população no caso de um acidente nuclear,
inclusive até a necessidade de evacuação ordenada. Por isso, periodicamente,
são feitos exercícios simulados para que se possa testar o seu funcionamento.
Além dos processos de auto-avaliação implantados pela Eletronuclear, as
usinas são sistematicamente auditadas pelos órgãos reguladores nacionais - a
CNEN mantém profissionais residentes que têm acesso a todos as atividades e
documentos – e são avaliadas periodicamente por organismos internacionais,
como a AIEA, e a Associação Mundial de Operadores Nucleares, WANO
(World Association of Nuclear Operators). As usinas também travam um
intenso intercâmbio com outros organismos nacionais e internacionais na
busca da melhoria contínua.
Os padrões de segurança nuclear adotados no Brasil são eficientes?
O Brasil é signatário da Convenção Internacional de Segurança Nuclear e da
Convenção Internacional para Gerenciamento Seguro de Combustível Usado e
Rejeitos Radioativos. Bianualmente, o país envia relatórios a esses organismos
que são rigorosamente escrutinados. O Brasil também é signatário das
seguintes convenções: Convenção sobre pronta resposta a um acidente
nuclear, Convenção sobre assistência em caso de acidente nuclear ou
emergência radiológica, Convenção sobre responsabilidade civil por danos
causados por material nuclear e Convenção sobre a proteção física de material
nuclear.
A Eletronuclear é associada da Wano, que congrega todas as operadoras de
usinas nucleares do mundo. Essa associação tem um papel de avaliador
independente do setor, adicional à regulamentação nacional, estimulando altos
padrões entre todos os seus associados. As usinas de Angra são avaliadas
regularmente por técnicos da WANO e da AIEA, e técnicos das nossas usinas
compõem regularmente equipes de revisão em outras usinas no mundo. Estes
intercâmbios são uma oportunidade para a troca de experiências operacionais,
crescimento cultural e profissional dos funcionários e a melhoria contínua de
nossos processos.
O que é um prédio de contenção?
Para a remota possibilidade de o sistema de refrigeração permitir a liberação
não controlada de substâncias radioativas, o reator é envolvido por um edifício
de aço estanque, denominado Prédio de Contenção. Tal barreira é projetada
para evitar qualquer liberação de material radioativo no caso do mais sério
acidente de falha da refrigeração do núcleo do reator, em que se assume a
ruptura total da tubulação do sistema de refrigeração do reator, com toda a
água de refrigeração sendo descarregada e retida dentro do Prédio de
Contenção. Essa estrutura de contenção de aço especial está protegida de
impactos externos por um edifício de paredes de concreto armado. Durante a
operação normal da usina, a pressão no lado de dentro do edifício do reator é
mantida abaixo da pressão atmosférica externa, exatamente para impedir que
produtos radioativos possam escapar do interior da Usina para o meio
ambiente. Todas essas barreiras são devidamente testadas durante a
construção e a montagem da Usina e suas integridades verificadas ao decorrer
da operação da mesma.
Estruturas dos Prédios de Contenção das usinas Angra 1, Angra 2 e Angra 3:
- Angra 1 – A estrutura externa de concreto do envoltório de contenção está
assentada diretamente na rocha, a uma profundidade aproximada de 10m
abaixo do nível do mar. Sua forma é cilíndrica com tampo em calota esférica e
com as seguintes características: elevação de 63m acima do nível do mar,
diâmetro interno de 35m e espessura de parede de 75cm. A forma da estrutura
interna do prédio de contenção, de aço especial, é cilíndrica com tampo em
calota esférica e com as seguintes características: a parte cilíndrica tem uma
espessura média de 38mm, diâmetro de 32 metros e elevação da estrutura de
61 metros acima do nível do mar.
- Angra 2 – A estrutura de concreto do envoltório de contenção é de forma
cilíndrica com uma cúpula esférica, com as seguintes dimensões aproximadas:
diâmetro interno de 60m, espessura de 60 cm e elevação de 60m acima do
nível do mar. Essa estrutura está assentada em cerca de 200 estacas,
atingindo até uma profundidade de 40m abaixo do nível do mar. A estrutura de
aço é uma esfera que envolve o reator nuclear e as piscinas de elementos
combustíveis. As dimensões do prédio de contenção, de estrutura metálica,
são as seguintes: diâmetro interno de 56m, espessura de 30mm e peso de
2.600 toneladas.
- Angra 3 – Estruturas semelhantes às de Angra 2.
As usinas nucleares de Angra dos Reis foram projetadas para resistir a vários
tipos de acidentes. Entre os acidentes externos postulados consideram-se o
maior terremoto que poderia ocorrer no sítio e o efeito da explosão de um
caminhão carregado de TNT em estrada próxima. Os prédios de contenção
onde ficam os reatores nucleares têm barreiras de concreto e de aço
dimensionadas para resistir a esses tipos de evento. Pode-se verificar que,
mesmo não sendo necessária a consideração de queda de avião no projeto por
causa da baixa probabilidade de ocorrência desse evento, as usinas poderiam
resistir até ao impacto de um grande avião em velocidade de pouso ou
decolagem, sem que as barreiras de segurança fossem inteiramente rompidas.
Um impacto dessa natureza teria uma probabilidade muito pequena de
comprometer a segurança da Usina.
Estruturas de contenção – modelo de Angra 2 e Angra 3
Quais são as principais diferenças entre a central de Chernobyl e as
usinas de Angra?
O reator acidentado na central de Chernobyl (tipo RBMK1000) difere dos
reatores construídos no Brasil (PWR) não apenas no seu princípio físico de
funcionamento, mas, também, nas principais características construtivas.
O reator RBMK1000 é do tipo água fervente circulando em tubos de pressão
utilizando grafite como moderador de nêutrons. O combustível consiste de
pastilhas de dióxido de urânio enriquecido entre 1,1% e 2% encamisadas em
RBMK
varetas de liga de zircônio.
Chernobyl
Os elementos combustíveis estão inseridos nos tubos de pressão, que, por sua
vez, estão inseridos nos blocos de grafite. A água de refrigeração circula pelos
tubos de pressão e passa ao estado de vapor à medida que remove o calor
produzido no núcleo do reator.
O vapor gerado é separado da fase líquida e levado às turbinas. A água resultante
da condensação do vapor expandido nas turbinas retorna e é novamente
distribuída pelos tubos de pressão, fechando o ciclo.
PWR
Nos reatores PWR, a água pressurizada é utilizada como refrigerante e
Angra 1 e Angra 2
moderador em um circuito fechado (circuito primário), separado do circuito
secundário pelos tubos dos geradores de vapor. O calor removido do núcleo é
transferido ao circuito secundário nos geradores de vapor.
•
Estabilidade – Comparação RBMK / PWR
No ciclo direto de vapor nos reatores RBMK se estabelece uma única barreira
entre o refrigerante em contato com o combustível e o meio ambiente; essa
barreira é o condensador da turbina, em contraposição aos PWR, em que os
geradores de vapor constituem uma segunda barreira.
O grafite nos reatores RBMK, ao contrário da água nos PWR, apresenta
características de absorção de calor que favorecem o surgimento, em
determinadas
condições
de
operação,
de
instabilidades
que
podem
comprometer a integridade do combustível. Em casos extremos de falta de
resfriamento do núcleo, a temperatura do grafite pode elevar-se a ponto de
este incendiar-se em contato com o ar.
De fato, as investigações mostraram que, contrariando os procedimentos, o
reator de Chernobyl operava em um nível de potência não recomendado. Em
consequência dessa instabilidade, houve um aumento rápido de potência
levando os elementos combustíveis ao superaquecimento e causando uma
explosão de vapor de grandes proporções, destruindo o núcleo e incendiando o
grafite. As características de projeto dos reatores PWR asseguram condições
de estabilidade em toda a faixa de operação.
•
Liberação de Radiação – Comparação RBMK / PWR
As principais diferenças em termos de características construtivas referentes à
segurança em relação aos reatores construídos no Brasil advêm da filosofia
adotada originalmente para os reatores RBMK, de não levar em consideração
acidentes muito improváveis. Como exemplo típico pode-se citar a não
construção de envoltório de contenção, existente em Angra 1 e Angra 2, que
minimizaria a liberação de elementos radioativos para o meio ambiente.
Com respeito ao acidente de Chernobyl, cabe destacar que a total diversidade
de critérios de projeto, de filosofia de segurança e de condições de operação
existentes entre usinas soviéticas do tipo RBMK na época do acidente, e as
nossas do tipo PWR, que integram a Central Nuclear de Angra dos Reis,
desqualificaria qualquer comparação em termos de riscos de acidentes e
efeitos consequenciais.
•
Análise da AIEA
Após o acidente, foi estabelecido um amplo programa internacional, liderado
pela Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA), de análise dos projetos
dos reatores do Leste da Europa, resultando na proposição de modificações
importantes, como modernização dos sistemas de instrumentação e controle e
implementação de sistemas de segurança adicionais, visando a elevar o nível
de segurança dessas usinas a patamares comparáveis às usinas do Ocidente,
como Angra 1 e Angra 2.
Em verdade, devido a características construtivas da Usina de Chernobyl,
aconteceu um incêndio no grafite usado como elemento moderador para
controlar a fissão do urânio. Sem esse elemento moderador, não acontece
fissão no átomo do urânio baixamente enriquecido. Em Angra e outras usinas
que utilizam a água como elemento moderador, esse tipo de acidente seria
impossível.
No caso da bomba atômica, uma comparação muitas vezes erroneamente feita
com as usinas nucleoelétricas, requer urânio altamente enriquecido ou plutônio,
e não é usado elemento moderador: é uma tecnologia bastante diferente. Seria
quase como comparar gasolina ou óleo combustível com a dinamite, já que
esses materiais envolvem igualmente possibilidade de reações químicas com
liberação de energia.
A título de conhecimento, chamamos de urânio natural o minério de urânio que
sai das minas, que se transformará em combustível para o reator do tipo dos
de Angra após passar por diversas etapas de depuração de outros elementos e
consequentemente aumentar seu enriquecimento. O urânio natural é composto
de um isótopo não físsil (não se divide naturalmente com o choque de um
nêutron), estável, não radioativo, chamado Urânio 238 (238U – o peso atômico
dele é de 238 "unidades de massa atômica"), e o urânio físsil, instável,
fracamente radioativo, que (por ser menos estável que o 238U) se fragmenta
(fissiona) em duas ou mais partículas diferentes, que libera energia durante
essa divisão. Este isótopo é chamado de Urânio 235 (235U): é o que mais nos
interessa. Ele está em concentração muito pequena no urânio natural e é
dessa forma – não enriquecido – que usado apenas em alguns tipos de
reatores especiais que necessitam de água pesada (molécula composta por
um átomo de oxigênio e dois de deutério (isótopo de hidrogênio que contém um
próton e dois nêutrons no núcleo).
Nos
reatores
das
usinas
de
Angra
utilizam-se
água
leve
(H2O)
desmineralizada, e urânio baixamente enriquecido, entre outras substâncias. O
que chamamos de urânio enriquecido é o urânio no qual aumentamos
artificialmente a proporção de 235U em relação ao 238U. Esse processo é
chamado de enriquecimento isotópico.
Poucos países detêm a tecnologia para conseguir esse processo de forma
comercial ou em grande escala. O Brasil, graças à pesquisa e ao
desenvolvimento da tecnologia pela Marinha e pela INB, Indústrias Nucleares
do Brasil, iniciou a partir de 2004 a produção comercial de urânio enriquecido.
Tentou-se adquirir uma tecnologia para enriquecimento do urânio na
Alemanha, por ocasião do Acordo Nuclear entre o Brasil e aquele país, mas
não foi possível, pois os Estados Unidos bloquearam a transferência de
tecnologia do sistema de difusão gasosa, da Alemanha para o Brasil.
O sistema, que foi desenvolvido por nós, brasileiros, é o de ultra-centrifugação
(diga-se de passagem, muito mais barato e eficiente), onde o gás contendo
urânio é centrifugado em altíssima rotação. Como o 238U é mais pesado que o
235U, uma concentração maior de 238U se localiza na parte distante do eixo
da centrífuga, e o 235U se concentra no centro. São necessárias muitas
centrífuga para se conseguir algum enriquecimento.
Quem consegue realizar um enriquecimento isotópico baixo (nossas usinas
usam enriquecimento de 235U menor que 10%), teoricamente está habilitado a
realizar um enriquecimento alto e entrar para o seleto grupo que possui
bombas atômicas, que necessitam de um enriquecimento maior que 90%. O
Brasil optou por manter a utilização do urânio enriquecido somente para fins
pacíficos, aprovando inclusive lei específica que assim determina. Atualmente,
os únicos países que dominam tecnologicamente todas as etapas do processo
de enriquecimento de Urânio 253, desde a mineração até a produção comercial
de elementos combustíveis, são o Brasil, os Estados Unidos e a Rússia.
Quais são as principais diferenças entre a central de Fukushima e as
usinas de Angra?
Existem hoje (abril de 2015), segundo dados da AIEA, 438 usinas nucleares
em operação no mundo. Em torno de 60% contam com reatores a água
pressurizada
(PWR),
o
mesmo
modelo
de
Angra
1
e
Angra
2.
Aproximadamente, 25% são reatores a água fervente (BWR), como os da
central de Fukushima, no Japão. Outros 10% utilizam outras tecnologias.
Num acidente com perda total da alimentação elétrica, como o ocorrido em
Fukushima, um reator PWR permitiria que os operadores tivessem mais tempo
para o restabelecimento da energia do que um BWR. A usina PWR conta com
circuitos independentes e geradores de vapor, equipamentos que contêm uma
quantidade significativa de água e que permitem que o resfriamento do reator
ocorra por circulação natural até o restabelecimento de energia, sem a
necessidade de se utilizar bombas acionadas por eletricidade.
Numa usina BWR existe um circuito único, sem geradores de vapor. Um corte
no fornecimento de energia interrompe imediatamente o resfriamento, como
aconteceu na usina de Fukushima Daiichi. Portanto, nessas condições, a usina
PWR apresenta algumas vantagens. No Japão, 50% das usinas são do tipo
PWR e a outra metade é BWR. Vale ressaltar que, na região afetada, não
havia usinas PWR em operação, apenas BWRs.
Quantos acidentes aconteceram nos últimos dez anos?
Em mais de trinta anos de geração de energia nuclear no Brasil, nunca houve
em Angra dos Reis um acidente ou evento que pusesse em risco os
trabalhadores das usinas, a população ou o meio ambiente da região. A
Eletronuclear foi uma das primeiras companhias brasileiras a adotar um
programa de cultura de segurança, na qual todos os funcionários estão
individualmente comprometidos. Essa determinação levou à adoção de uma
Política de Gestão Integrada de Segurança que privilegia a segurança nuclear
e abrange a garantia da qualidade, a proteção do meio ambiente, a segurança
do trabalho, a saúde ocupacional e a proteção física, assim como deriva para
aspectos gerenciais como a análise de risco e gestão de contratos, entre
outros.
No projeto e na operação da CNAAA a segurança ganha prioridade absoluta e,
de acordo com a política, “a segurança nuclear é prioritária e precede a
produção, não devendo nunca ser comprometida por qualquer razão”. Tem-se
como meta desse esforço satisfazer o objetivo principal que é proteger os
indivíduos, a sociedade e o meio ambiente contra o risco radiológico.
O programa de cultura de segurança desenvolvido pela Eletronuclear, pioneiro
na indústria mundial, contou com a consultoria da Agência Internacional de
Energia Atômica e se tornou uma referência na área de segurança para
empresas que operam usinas nucleares em todo o mundo.
Que tipo de acidente seria mais possível de acontecer nas usinas
nucleares de Angra?
Na realidade, um acidente nas usinas da CNAAA com consequências
radiológicas, isto é, com liberação de material radioativo, é muito pouco
provável de acontecer.
O pior acidente que pode ocorrer nas usinas Angra 1 ou Angra 2 é uma fusão
do núcleo do reator, motivada por perda de refrigeração do reator. Esse foi o
caso da usina americana de Three Mile Island (TMI-2), onde houve um
acidente com danos severos ao núcleo e escape do circuito primário de grande
quantidade de materiais radioativos que, entretanto, ficaram retidos dentro do
envoltório de contenção. Assim como TMI-2, os reatores de Angra 1 e Angra 2
são do tipo PWR, que utilizam água pressurizada como refrigerante e também
como moderador.
Nos dosímetros aparece a medida de radiação. Como se chama essa
medida?
A unidade do sistema internacional de unidades é o Sievert (Sv). Na rotina
operacional, as doses envolvidas são muito baixas. Os dosímetros eletrônicos
mostram os submúltiplos automaticamente. As doses registradas aparecem em
micro-Sievert (Sv), ou seja, 1/1.000.000 do Sv.
Quanto um funcionário pode receber de radiação? A taxa é mensal?
A Norma CNEN-NN-3.01 (Diretrizes Básicas de Proteção Radiológica)
determina os limites para o Indivíduo Ocupacionalmente Exposto (IOE) e para
o público. Os limites são de 50.000 Sv/ano, desde que a média dos últimos 5
anos não ultrapasse 20.000
Sv/ano.
A Eletronuclear adota limites
operacionais trimestrais, e por atividade, ainda menores que os limites
estabelecidos pela CNEN, de forma a garantir o cumprimento dos limites da
Norma.
A título de comparação, seguem alguns dados do Escritório de Ciências do
Departamento de Energia dos Estados Unidos (US DOE/Office of Science):

Radiação Natural: ~ 2.400 Sv/ano
(Nota: Existem lugares com valores de até 10.000 Sv/ano, como na
Costa de Kerala, na Índia).

Tripulação de voos comerciais: 2.000 – 4.000 Sv/ano

Exames Médicos:
- 1 radiografia de tórax: ~100 Sv
- 1 radiografia dentária: ~1.600 Sv
- 1 mamografia: ~2.500 Sv
- 1 cintilografia do miocárdio (Tc-99): ~4.400 Sv
- 1 cintilografia óssea (Tc-99): ~10.000 Sv
O que acontece quando se ultrapassa o limite de radiação que um
funcionário pode receber?
Os limites sempre foram cumpridos, nunca ocorreu de um empregado
superá-los.
Procedimentos
administrativos
proíbem
o
acesso
dos
empregados quando as doses acumuladas atingem 80% do limite trimestral.
O crédito de 20% do limite trimestral somente será utilizado caso o
empregado tenha crédito anual, a tarefa justifique sua participação e com a
autorização do gerente direto do empregado e do superintendente da
unidade. Como o limite é anual, pode ocorrer que, para o gerenciamento do
crédito de dose, o empregado seja afastado das atividades em área
controlada por determinados períodos.
O que aconteceria se um avião caísse na Central Nuclear?
tipos de acidentes. Entre os acidentes externos postulados consideram-se o
maior terremoto que poderia ocorrer no sítio e o efeito da explosão de um
caminhão carregado de TNT em estrada próxima. O prédio onde fica o reator
nuclear tem barreiras de concreto e de aço dimensionadas para resistir a esses
tipos de evento. Pode-se verificar que, mesmo não sendo necessária a
consideração de queda de avião no projeto por causa da baixa probabilidade
de ocorrência desse evento, as usinas poderiam resistir até ao impacto de um
grande avião em velocidade de pouso ou decolagem, sem que as barreiras de
segurança fossem inteiramente rompidas. Um impacto dessa natureza teria
uma probabilidade muito pequena de comprometer a segurança da Usina, da
população e do meio ambiente.
O projeto estrutural leva em consideração a possível ocorrência de um
abalo sísmico?
tipos de acidentes. Mesmo estando numa região com probabilidade muito baixa
de ocorrência de eventos sísmicos, o projeto das usinas de Angra, entre outros
acidentes externos considerados, leva em conta o maior terremoto que poderia
ocorrer no sítio. O prédio onde fica o reator nuclear tem barreiras de concreto e
de aço dimensionadas para resistir a esses tipos de evento. Diversos sistemas
garantem, de forma segura, o desligamento das usinas após qualquer abalo
que atinja os níveis de intensidade especificados no seu projeto.
O projeto se baseia em normas de segurança internacionais, que consideram
uma aceleração horizontal na rocha de 0.10 g (aceleração da gravidade,
g=10m/s2). Especialistas da PUC/RJ e do Instituto de Astronomia e Geofísica
da USP (IAG/USP) estimaram que a probabilidade de ocorrência de um abalo
dessa proporção na Central Nuclear é de uma vez a cada 50 mil anos.
O maior terremoto registrado na região Sudeste, nas últimas décadas, ocorreu
em 22 de abril de 2008, atingiu 5,2 graus na escala Richter e teve seu
epicentro no Oceano Atlântico, a 215 km da cidade de São Vicente, no litoral
paulista, e a 315 km da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA). O
nível das acelerações registrado na Estação Sismográfica de Angra dos Reis
foi de 0,0017 g, (2% do valor de projeto), e inferior ao nível mínimo acima do
qual passaria a ser registrado na instrumentação sísmica das próprias usinas
(0,01 g).
E o terremoto que atingiu o litoral paulista em 2008?
O terremoto da noite do dia 22 de abril de 2008 atingiu 5,2 graus na escala
Richter e teve seu epicentro no Oceano Atlântico, a 215 km da cidade de São
Vicente, no litoral paulista; e a 315 km da CNAAA. Construídas numa região
com probabilidade muito baixa de ocorrência de eventos sísmicos, as usinas de
Angra, como já dissemos, foram projetadas para resistir a terremotos. Diversos
sistemas garantem, de forma segura, o desligamento das usinas após qualquer
abalo que atinja as especificações consideradas no seu projeto.
Localização do epicentro do terremoto em relação à Central Nuclear
Esse projeto se baseia em normas de segurança internacionais, que
consideram uma aceleração horizontal na rocha de 0.10 g. Especialistas da
PUC/RJ e do Instituto de Astronomia e Geofísica da USP (IAG/USP) estimam
que a probabilidade de ocorrência de um abalo dessa proporção nas
proximidades da Central Nuclear é de uma vez a cada 50 mil anos.
No dia 22, o nível das acelerações registrado na Estação Sismográfica de
Angra dos Reis foi de 0,0017 g, (2% do valor de projeto), e inferior ao nível
mínimo acima do qual passaria a ser registrado na instrumentação sísmica das
próprias usinas (0,01 g). Três fatores são determinantes para medir a
intensidade local de um evento sísmico: a magnitude do terremoto, a distância
em relação ao epicentro e a profundidade em que ocorre o abalo. Por exemplo,
um terremoto de magnitude 4 na escala Richter, com o epicentro no local das
usinas, não provocaria acelerações superiores às previstas no projeto. Para
tanto, seria necessário que ocorresse um abalo de magnitude 5 a menos de 12
km; ou um terremoto de magnitude 6 a menos de 37 km da Central Nuclear.
Existe um monitoramento sísmico nas usinas?
A Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA) possui uma Estação
Sismográfica equipada com aparelhos modernos que monitoram, identificam e
analisam os eventos sísmicos locais e regionais. Essa Estação opera desde
2002, monitorando continuamente qualquer vibração no sítio das usinas e
registrando todos os eventos. Ela permite determinar o epicentro, a magnitude
e as demais características de qualquer evento sísmico, além de indicar o nível
de aceleração na região da Central Nuclear. Esses registros, aliados aos
catálogos sísmicos disponíveis, confirmam a baixa sismicidade da região de
Angra.
Além disso, cada usina possui instrumentação sísmica própria e independente
para monitoramento dessas acelerações. Caso ocorra um abalo que ultrapasse
10% das acelerações estimadas no projeto, um alarme é disparado na sala de
controle onde sua intensidade pode ser identificada imediatamente. Nesse
caso, os valores de aceleração são analisados para calcular seu impacto na
Usina. Se as acelerações atingirem 50% dos valores de projeto, a Usina deve
ser inspecionada para verificar a existência de algum dano.
Qual a possibilidade de um tsunami (maremoto) atingir o litoral brasileiro
na Região Sudeste?
Um evento dessa natureza é provocado na maioria das vezes em decorrência
de um abalo sísmico de grande magnitude (superior a 7.0) no mar, em que o
foco esteja pouco profundo e em regiões de borda de placas tectônicas que se
movem uma em direção à outra, gerando ondas que podem alcançar grande
amplitude nas regiões costeiras próximas. Esse fenômeno é o que ocorreu em
várias ocasiões no Pacífico e no episódio do Japão em 11 de março de 2011.
A Região Sudeste do litoral brasileiro está situada na placa tectônica sulamericana, que se afasta da placa tectônica africana. Portanto, no Oceano
Atlântico Sul, não existem as condições necessárias para gerar os tsunamis
(maremotos).
Existe no local um sistema de segurança adequado para impedir uma
possível ocorrência de invasão? Quais as medidas existentes para se
detectar, impedir e combater tal fato?
O conceito de proteção física do local das usinas (sítio) envolve medidas de
proteção de fora para dentro, medidas estas que vão se tornando mais
rigorosas quanto mais próximas das usinas.
O local é dotado de medidas para proteção física, quais sejam:
 existência de cercas concêntricas monitoradas, a externa cercando o
sítio e a interna (dupla), as usinas;
 corpo de guarda;
 guaritas em sequência (externa e interna e de acesso às usinas)
 sistema de circuito fechado de televisão e sistema de alarme para
abertura das portas dos depósitos.
4. EVENTOS OPERACIONAIS E PLANO DE EMERGÊNCIA
Existe um plano de emergência? É feito algum tipo de treinamento com a
população local?
Usinas como Angra 1 e Angra 2 foram projetadas e construídas com barreiras
de proteção sucessivas e preparadas para resistir a um acidente severo. No
entanto, como é comum e recomendável nos locais onde existem instalações
sensíveis, um plano de emergência foi elaborado para orientar a população
que mora nas proximidades da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto.
Para atender aos requisitos de licenciamento da Usina Nuclear Angra 1, foi
elaborada, em 1978, a primeira versão do Plano de Emergência Externo.
Desde 1994, esse Plano sofreu diversos aprimoramentos e a responsabilidade
por sua aplicação passou do Governo Federal para o Estadual. O documento
intitulado Plano de Emergência Externo do Estado do Rio de Janeiro (PEE/RJ)
encontra-se disponível no site da Defesa Civil do Estado do Rio de Janeiro.
Hoje, o Plano é coordenado pela Subsecretaria de Defesa Civil do Estado do
Rio de Janeiro e inclui a atuação de outros órgãos sediados efetivamente na
região de Angra dos Reis, principalmente a Defesa Civil desse município.
Quais são os órgãos envolvidos?
As ações especificadas nesse plano, coordenadas pela Defesa Civil do Estado
do Rio de Janeiro, sob a supervisão geral do Gabinete de Segurança
Institucional da Presidência da República (GSI/PR), que é o órgão central do
Sistema de Proteção ao Programa Nuclear Brasileiro (Sipron), e a supervisão
técnica da CNEN, envolvem, também, a participação das seguintes
organizações:
Exército,
Marinha,
Aeronáutica,
Agência
Brasileira
de
Inteligência (Abin), Departamento Nacional de Infraestrutura e Transportes
(DNIT), Polícia Rodoviária Federal (PRF), Polícia Militar do Estado do Rio de
Janeiro, Defesa Civil de Angra dos Reis, Defesa Civil de Paraty, Ibama, INEA,
Ministério da Saúde, e empresas de eletricidade, de telefonia, de
abastecimento de água, empresas de transporte urbano da região, além de
outras secretarias estaduais e municipais.
Como é feito o planejamento de resposta a emergências nucleares?
A região é dividida em Zonas de Planejamento de Emergência, que são áreas
no entorno da CNAAA, delimitadas por círculos, com raios, respectivamente,
de 3 km, 5 km, 10 km e 15 km, centrados no Edifício do Reator de Angra 1.
Para cada área, existem ações específicas.
Como foram definidas estas distâncias?
Com base em critérios estabelecidos pela CNEN e em Normas Internacionais
da Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA). As ações para a proteção
da população, em situações de emergência na Central Nuclear Almirante
Álvaro Alberto, são estabelecidas segundo as Zonas de Planejamento de
Emergência – ZPEs, com graus de planejamento de resposta que variam de
acordo com a distância da Central Nuclear. As ZPEs abrangem áreas de raios
com limites de 3, 5, 10 e 15 quilômetros, com centro na Usina de Angra 1.
O Plano de Emergência Externo prevê as ações preventivas e urgentes de
remoção da população na ZPE-3 e, em caso de agravamento do acidente,
também na ZPE-5. Nessas zonas estão instaladas sirenes para notificação da
população.
As ZPEs 10 e 15 são consideradas zonas de controle ambiental, onde não são
previstas medidas de proteção urgentes e preventivas e sim medidas baseadas
numa monitoração do meio ambiente.
Há quantas pessoas aproximadamente nas ZPEs 3 e 5?
O Centro de Coordenação e Controle de Emergência Nuclear (CCCEN)
trabalha, na ZPE-3, com uma estimativa de 200 pessoas e, na ZPE-5, com
cerca de 20 mil habitantes.
No âmbito do Plano de Emergência, como são classificados os eventos e
a partir de que nível devem preocupar a população?
Existe
um
modelo internacional de classificação
e
comunicação
de
emergências ao órgão regulador (CNEN) e às demais autoridades, que prevê
ações sempre preventivas e antecipatórias. O modelo pressupõe quatro etapas
possíveis de evolução dos eventos em razão do possível grau de impacto. Vão
desde as mais simples, sem nenhum reflexo sobre a saúde e a segurança da
população, até as mais sérias, que podem ter como consequência a liberação
de material radioativo para o meio ambiente.
O PEE/RJ da CNAAA é acionado gradativamente, conforme as etapas do
procedimento operacional de classificação das emergências descritas a seguir:
1) Evento Não Usual (ENU) – eventos que estão em andamento, ou
ocorreram, e que indicam uma degradação potencial no nível de segurança ou
indicam que foi iniciada uma ameaça à proteção física da instalação.
Liberações de material radioativo requerendo resposta ou monitoração externa
ao sítio não são esperadas a menos que ocorra degradação adicional dos
sistemas de segurança.
2) Alerta – eventos que estão em andamento, ou ocorreram, e que envolvem
uma degradação real ou potencial do nível de segurança da Usina ou um
evento de proteção física que envolva provável risco de ameaça à vida do
pessoal do sítio ou dano a equipamento do sítio devido à ação hostil.
Quaisquer liberações são esperadas serem limitadas a pequenas frações dos
níveis de exposição da norma CNEN-NN-3.01, Diretrizes Básicas de Proteção
Radiológica. Nessa etapa, são ativados os Centros de Emergência internos das
usinas e os externos, em Angra dos Reis, Rio de Janeiro e Brasília, sem a
necessidade de ações de evacuação dos trabalhadores nem da população. Em
casos de Alerta e ENU, não estão previstas quaisquer ações junto à população.
3) Emergência de Área – eventos que estão em andamento, ou ocorreram, e
que envolvem falhas reais ou falhas prováveis de grande porte das funções da
Usina necessárias para proteção do público ou ação hostil que resulte em dano
intencional ou ato mal intencionado ao pessoal do sítio, a equipamento de
segurança ou que impeça acesso efetivo a esses equipamentos. Quaisquer
liberações não são esperadas resultar em níveis de exposição que excedam os
limites da norma CNEN-NN-3.01, Diretrizes Básicas de Proteção Radiológica,
para além dos limites do sítio. Os trabalhadores não envolvidos com a
emergência são retirados das usinas e instalações administrativas, conforme
estabelece o Plano de Emergência Local (PEL).
4) Emergência Geral – eventos que estão em andamento, ou ocorreram, e
que envolvem degradação do núcleo real ou iminente e substancial ou fusão do
núcleo real ou iminente e substancial, com potencial para perda da integridade
da contenção. Ou, ainda, ação hostil que resulte na perda real do controle
físico da instalação. Liberações podem ser esperadas, de modo razoável,
exceder os níveis de exposição definidos na norma CNEN-NN-3.01, Diretrizes
Básicas de Proteção Radiológica, para além da área imediata do sítio da Usina.
Antes de qualquer liberação, a população da ZPE-3 é avisada pelo sistema de
sirenes (e/ ou alto-falantes) e evacuada para a ZPE-15. No caso de um
agravamento, a população da ZPE-5 também é avisada e removida para a
ZPE-15.
Como é feito o aviso para a população?
A população será orientada pela Defesa Civil, que tem destacamentos a leste e
oeste da CNAAA, pelo sistema de som composto por oito sirenes instaladas
nas ZPEs 3 e 5. Esse sistema também permite a transmissão de mensagens
de voz e pode ser operado tanto pelos destacamentos do Corpo de Bombeiros
do Frade e de Mambucaba quanto pelo Centro de Emergência, situado no
Centro de Angra dos Reis.
E se esse sistema de som não funcionar?
O sistema é testado todo dia, às 10 horas da manhã. Além disso, diariamente
existe um teste silencioso para verificar a operacionalidade dos equipamentos.
Mesmo assim, em caso de falha, a Defesa Civil possui veículos equipados com
alto-falantes para fazer o alerta da população numa situação de emergência.
Como é feita a remoção da população?
As pessoas poderão se deslocar a pé ou contar com opções de transporte
rodoviário (ônibus da Eletronuclear e das empresas concessionárias de
transporte da região) e marítimo (embarcações da Marinha). As que possuem
veículos próprios poderão utilizá-los, obedecendo às determinações das
autoridades de tráfego – uma vez que todo o trânsito na Rodovia Rio-Santos
será direcionado no sentido oposto ao das usinas – e caso não haja
impedimento físico ou bloqueio na estrada.
Para onde vai a população removida?
As pessoas que não têm opção de se alojarem em casa de parentes ou
amigos, contarão com abrigos montados em escolas municipais e estaduais
predefinidas no plano.
A remoção dos ilhéus é competência da Marinha, por intermédio do 1º Distrito
Naval. Eles serão abrigados no Colégio Naval de Angra dos Reis.
Esse plano é testado periodicamente?
Visando manter esse plano sempre em condições de acionamento, são
realizados anualmente exercícios simulados. Nos anos pares, ocorrem os
Exercícios de Emergência – Parcial, quando são testadas, entre outras ações
previstas no PEE/RJ, a eficácia da cadeia de comunicações e a eficiência da
ativação dos Centros de Emergência.
Nos anos ímpares, ocorrem os Exercícios de Emergência – Geral, quando são
postas em prática e testadas todas as ações previstas no plano, inclusive a
capacidade de mobilização de pessoal e equipamentos; a disseminação de
informações ao público e à imprensa; a ativação de alguns abrigos e até
mesmo a simulação de evacuação de voluntários residentes na ZPE-3 e na
ZPE-5, embora a possibilidade de remoção da população circunvizinha à
Central Nuclear seja uma hipótese muito pouco provável.
A população recebe regularmente esclarecimentos sobre o plano?
Campanhas de comunicação são realizadas regularmente e incluem: a
distribuição anual, de casa em casa, de mais de 60 mil calendários com
instruções sobre como os moradores devem agir em situações de emergência.
O calendário chama a atenção, também, para o teste do sistema de som nas
localidades próximas às usinas.
A distribuição reúne dezenas de voluntários da Eletronuclear, das Defesas
Civis de Angra dos Reis e Paraty e do Estado do Rio de Janeiro. O calendário,
publicado desde 1997, é assinado por estas entidades e mais a Comissão
Nacional de Energia Nuclear.
A partir de pesquisas de opinião realizadas e de avaliações sobre o perfil
educacional das comunidades do entorno, optou-se por um modelo que
privilegiasse a informação visual e, também, tivesse a figura de um orientador
para conduzir a narrativa. Para isso, a Eletronuclear contratou ilustradores
especializados neste tipo de publicação.
Além disso, foram criados três modelos diferentes, adequados a cada área
geográfica (ZPEs 3 e 5; 10 e 15; e Praia Brava). A Eletronuclear também
distribui cartilhas em formato de gibi, destinadas aos estudantes das redes
públicas de Angra e Paraty (em média 2.000 por ano), que todos os anos
visitam à Central Nuclear como parte do programa de comunicação e
informação do Plano de Emergência. Esse programa promove já há quatro
anos um curso sobre emergência nuclear, com 20h/aula de duração, para os
professores das redes públicas municipais (Angra e Paraty). Cerca de 20% dos
educadores da rede pública de Angra dos Reis e Paraty já concluíram o curso.
Como funciona o Plano de Emergência Local?
O Plano de Emergência Local – PEL tem como objetivo proteger a saúde e
garantir a segurança dos trabalhadores das usinas e do público em geral
presente na Área de Propriedade da Eletronuclear em qualquer situação de
emergência radiológica em Angra 1 e/ou Angra 2. O PEL abrange toda a área
da CNAAA, a Vila Residencial de Praia Brava e a região de Piraquara de Fora.
Esse Plano contempla, ainda, o apoio a ser prestado à Defesa Civil do Estado
do Rio de Janeiro e à CNEN nas ZPE-3 e ZPE-5.
Para testar e aprimorar a eficiência das equipes que, vinte e quatro horas por
dia, sete dias por semana, respondem pela atuação inicial nas usinas dos
Grupos e das Equipes de Emergência, previstas no PEL, a Eletronuclear
realiza dez exercícios anuais, sendo cinco por usina. Além desses exercícios
simulados, os Grupos e as Equipes de Emergência participam, ainda, dos
Exercícios de Emergência – Parcial e dos Exercícios de Emergência – Geral
em conjunto com os diversos órgãos dos diferentes níveis de governo
diretamente envolvidos no PEE/RJ.
5. REJEITOS
Como são classificados os rejeitos radioativos?
Os rejeitos gerados por uma usina nuclear são organizados em três classes,
segundo o nível de radioatividade que apresentam: os de Baixo, Médio e Alto
Níveis de Radiação. São classificados também em função da meia-vida dos
elementos radioativos nos mesmos, como rejeitos de longa e de baixa duração.

Os rejeitos de Baixo Nível de Radiação (“Low Level Waste – LLW”)
compreendem, principalmente, materiais ligeiramente contaminados, tais
como: papéis, plásticos, vestimentas e ferramentas. Com a finalidade de
redução de seus volumes, esses rejeitos são usualmente compactados
antes de seu armazenamento inicial.

Os rejeitos de Médio Nível de Radiação (“Intermediate Level Waste –
ILW”) compreendem: filtros, resinas, concentrado do evaporador e
outros materiais que sofreram contaminação. Os rejeitos do tipo ILW são
solidificados ou imobilizados em materiais, como concreto ou betume.
O combustível nuclear irradiado na Usina se constitui na única fonte de material
radioativo de alto nível de radiação e longa duração, quando visto sob a ótica
de rejeitos, pois, se pensado no ciclo completo do combustível, ainda existe a
possibilidade de reprocessamento e reutilização do mesmo para gerar maiores
quantidades de energia. Os rejeitos de Alto Nível de Radiação (“High Level
Waste – HLW”) têm atividade de vida longa e, como geram quantidades
consideráveis de calor, necessitam de resfriamento por no mínimo 10 anos.
Durante esse período, os rejeitos HLW são mantidos em instalações de
armazenamento inicial (piscinas de resfriamento de combustível usado) junto
às centrais nucleares que os produziram.
Como a Eletronuclear vem conduzindo as ações relacionadas aos rejeitos
de Angra 1 e Angra 2 e como pretende resolver a questão para Angra 3?
A Eletronuclear tem como missão estatutária o projeto, a construção e a
operação de usinas nucleoelétricas, cujas responsabilidades incluem a guarda
segura dos materiais radioativos gerados em suas instalações, protegendo os
trabalhadores, o público e o meio ambiente dos efeitos nocivos da radiação, até
a sua disposição final em instalações projetadas para o armazenamento de
longo prazo ou definitivo, cuja responsabilidade legal de implantação e
operação é da CNEN.
Atualmente existem tecnologias seguras para o gerenciamento de rejeitos de
médio e baixo níveis de radiação, desde sua coleta até o armazenamento nos
depósitos iniciais. Os rejeitos sólidos de baixo e médio níveis de radiação são
acondicionados em embalagens metálicas, testadas e qualificadas pela CNEN
e transferidos para o depósito inicial, construído no próprio sítio da CNAAA.
Esse depósito é permanentemente controlado e fiscalizado por técnicos de
proteção radiológica e especialistas em segurança da Eletronuclear. Já os
elementos combustíveis de alta atividade são colocados dentro de uma piscina
contendo um sistema de resfriamento no interior das usinas, cercado de todos
os requisitos de segurança exigidos internacionalmente.
O Brasil é signatário da Convenção Internacional para Gerenciamento Seguro
de Rejeitos Radioativos e Combustível Usado, sendo periodicamente auditado
pela Agência Internacional de Energia Atômica – AIEA com base em relatório
que bianualmente é encaminhado a essa organização. Toda indústria nuclear
brasileira age de modo coerente com o que é praticado no mundo inteiro, como
não poderia deixar de ser, já que o país é signatário dessa Convenção
Internacional.
Energia nuclear
REJEITOS RADIOATIVOS
BAIXA E MÉDIA
DEPÓSITO INICIAL
NA CENTRAL NUCLEAR
COMBUSTÍVEL USADO
DEPÓSITO INICIAL
“PISCINA” DENTRO DA USINA
ISOLADA DO AMBIENTE EXTERNO
Mandatório 10 anos (mínimo)
Até 2020
DEPÓSITO INTERMEDIÁRIO
DE LONGA DURAÇÃO (500 ANOS)
DEPÓSITO FINAL
RECICLAGEM
(REPOSITÓRIO NACIONAL)
(REPROCESSAMENTO)
DEPÓSITO FINAL
ALTA ATIVIDADE
Qual o grau de perigo que eles oferecem para as pessoas e o meio
ambiente?
Não há risco. O nível de radiação é mantido abaixo dos padrões nacionais e
internacionais que garantem a proteção dos trabalhadores, da população e do
meio ambiente. Para tanto, a Eletronuclear faz medições constantes nos
arredores dos depósitos iniciais e os resultados são avaliados periodicamente
pela CNEN e por organismos internacionais. Dessa forma, a probabilidade de
ocorrência de um acidente é muito remota, devido, primeiramente, à maneira
de acondicionamento do rejeito. O rejeito é sólido ou solidificado e armazenado
em recipientes qualificados pela CNEN, que exige, por normas, um alto grau de
segurança. Além disso, as embalagens contendo rejeitos são estocadas em
depósito confinado, impedindo sua dispersão para o meio ambiente.
Todavia, há um plano de emergência a ser executado para assegurar a
proteção da população que vive próximo às usinas, em caso de qualquer
situação que ofereça risco radiológico.
Quando, exatamente, são produzidos rejeitos de médio e alto níveis de
radiação?
Todos os resíduos são produzidos durante o processo normal de operação das
usinas nucleares, com ênfase nas paradas, quando as usinas se encontram
desligadas para recarregamento e manutenção. Os rejeitos de alto nível de
radiação (combustível usado, que só se torna rejeito quando desmontado ou se
torna inexplorável), são produzidos apenas quando há troca de elementos
combustíveis.
Onde estão sendo armazenados os rejeitos de Angra 1 e Angra 2? E onde
serão armazenados os rejeitos de Angra 3?
A CNAAA possui três depósitos iniciais de rejeitos de baixo e médio níveis de
radiação (Depósitos 1, 2 e 3), devidamente licenciados pelo Ibama e pela
CNEN, que compõem seu Centro de Gerenciamento de Rejeitos (CGR),
localizado no próprio sítio da Central Nuclear. Esses depósitos têm capacidade
suficiente para armazenar de forma segura, ou seja, isolados do público e do
meio ambiente, todos os rejeitos de baixo e médio níveis de radiação
produzidos pela operação e manutenção das usinas Angra 1, Angra 2 e Angra
3 até 2025.
Devido à troca dos geradores de vapor de Angra 1, foi construído também na
própria CNAAA o Depósito Inicial dos Geradores de Vapor (DIGV), onde estão
estocados os dois geradores que foram substituídos. Esse mesmo depósito
também recebeu a antiga tampa do vaso do reator de Angra 1.
Angra 1 – O combustível usado é armazenado numa piscina que está
localizada no edifício do combustível na própria Usina. Os rejeitos radioativos
de médio e baixo níveis de radiação estão sendo armazenados nos Depósitos
Iniciais do CGR.
Angra 2 – O combustível usado é armazenado numa piscina que está
localizada no edifício do reator na própria Usina. Atualmente, os rejeitos de
médio e baixo níveis de radiação gerados por Angra 2 estão armazenados em
local específico no interior da Usina. Devido ao pequeno volume gerado por
Angra 2, ainda não há necessidade da remoção desses rejeitos para os
depósitos do CGR.
Angra 3 – O gerenciamento inicial dos rejeitos radioativos gerados pela Usina
Angra 3 será da mesma forma que Angra 2, devido à similaridade do projeto
conceitual existente entre ambas. O processo utilizado para o seu tratamento
será a solidificação com a utilização de betume, com prévia estocagem dentro
da própria Usina nos primeiros anos de operação e posterior transferência para
o CGR e, no futuro, para um depósito definitivo.
Os projetos de construção de depósitos na Europa são do mesmo nível
que os nossos?
Nossos depósitos foram projetados e construídos dentro da mais atual
tecnologia existente para esse tipo de instalação. Os técnicos de entidades
internacionais que nos inspecionam periodicamente classificam nossos
depósitos como dos melhores em termos internacionais.
Por que os Depósitos 2 e 3 foram construídos com paredes de concreto,
e o Depósito 1 é de alvenaria?
Os Depósitos 2 e 3 foram projetados para receberem embalados contendo
rejeitos de médio nível de radiação, podendo obviamente receber embalados
de baixo nível de radiação também. O Depósito 1 foi projetado tendo metade
parede de concreto, para receber rejeitos de médio nível de radiação, e
metade de alvenaria, para receber apenas rejeitos de baixo nível de radiação.
O projeto dos Depósitos 2 e 3 permite uma maior flexibilidade para
estocagem de embalados, já que não necessita de segregação dos
embalados em médio e baixo níveis de radiação.
As obras do Depósito 3 já foram concluídas? Quantos empregos esse
empreendimento gerou?
Sim. As obras começaram em julho de 2006 – após o Ibama e a CNEN terem
concedido a licença para a instalação do Depósito 3 – e foram concluídas em
abril de 2008. Posteriormente, também foi concedida, pela CNEN e o Ibama, a
autorização de operação do Depósito.
Na fase de construção, a obra gerou, em média, 200 empregos pelo período de
aproximadamente 12 meses. Após a conclusão, devido às características de
segurança e utilização apenas como armazenagem, cerca de sete pessoas
trabalham nas operações para a guarda de novos embalados.
O Depósito está localizado na área da antiga pedreira, ao lado dos Depósitos 1
e 2, no sítio da Central Nuclear, e tem a capacidade de armazenar 1.720
embalados de 200 litros de Angra 2; 300 caixas metálicas de 1m³ de rejeitos
não compactados de Angra 1; e 3.892 embalados de 200 litros gerados por
Angra 1.
Qual foi o custo de construção do Depósito 3?
R$ 15.874.977 (15 milhões, 874 mil e 977 reais).
Por que a obra do módulo B do Depósito 2 foi embargada em 2003? Como
está o licenciamento do empreendimento atualmente?
A ampliação do módulo B do Depósito 2 foi embargada em 03/02/2003 através
do auto nº 7.667/2003, emitido pela Prefeitura Municipal de Angra dos Reis.
Logo após esse embargo, que teve como base questões administrativas, houve
um outro efetuado pelo MP, o qual entendeu que o licenciamento da referida
obra não contemplava a apresentação de um EIA/RIMA, apesar de o mesmo
não ter sido solicitado pelo Ibama em suas condicionantes quando da emissão
da licença.
A Eletronuclear providenciou a elaboração do documento solicitado (EIA/RIMA)
e conseguiu uma licença prévia. Uma das exigências do processo de
licenciamento foi a realização de uma Audiência Pública. A empresa,
atendendo à convocação do Ibama, participou no dia 31 de agosto de 2006, em
Angra dos Reis, de Audiência Pública para a ampliação do segundo depósito
de rejeitos (Depósito 2B) e para a construção do Prédio de Monitoração da
Central Nuclear, também objeto de licenciamento.
Na Audiência, foram apresentados os detalhes desses empreendimentos e o
EIA/RIMA, encomendado pela Eletronuclear à empresa MRS Estudos
Ambientais. A conclusão do estudo foi que a implantação do Depósito 2B e do
Prédio de Monitoração não acrescentava risco significativo. Segundo a MRS,
não se tratava de novas estruturas físicas que pudessem alterar o meio
ambiente, mas sim de estruturas complementares. Além disso, os possíveis
impactos são passíveis de controle dentro dos programas já em prática na
empresa.
As obras recomeçaram em julho de 2007 e foram concluídas em janeiro de
2008. O depósito vem operando desde setembro de 2009.
Qual é a capacidade do Depósito 2B e quanto foi investido para sua
conclusão?
O módulo B tem capacidade de armazenar até 3.744 tambores. O orçamento
da obra foi de R$ 1.602.236,00 (1 milhão, 602 mil e 236 reais).
Para que servirá o Prédio de Monitoração? Qual é o custo do
empreendimento?
O Prédio de Monitoração tem por finalidade realizar a contabilização isotópica
dos embalados de rejeitos radioativos de baixo e médio níveis de radiação.
Funcionará como uma espécie de laboratório de medição, onde poderá ser
realizada a caracterização isotópica realizadas dos materiais radioativos e
efetuado o manuseio dos embalados de rejeitos. O projeto da edificação, que
terá 785,5m², tem previsão de término para o final de 2015. O custo do
empreendimento será de 80,4 milhões de reais.
Atualmente a Eletronuclear vem desenvolvendo os estudos de determinação
do ativo isotópico dos rejeitos em parceria com o Centro de Desenvolvimento
da Tecnologia Nuclear (CDTN) e com o Instituto de Pesquisas Energéticas e
Nucleares (IPEN).
Como se deve resolver o problema do armazenamento dos rejeitos que se
encontram em depósitos iniciais?
Os rejeitos de baixo nível de radiação, constituídos de luvas, sapatilhas,
vestimentas,
máscaras
e
ferramentas contaminadas,
podem,
após o
decaimento, ser liberados como resíduos industriais ou lixo comum, pois já não
apresentam qualquer risco. Na maioria dos casos, materiais em bom estado,
tais como vestimentas, em vez de serem descartados, são lavados e
reutilizados. Os rejeitos que não podem ser descartados são acondicionados
em recipientes específicos, de acordo com o tipo, e estocados nos Depósitos
Iniciais. Os rejeitos que estão estocados nos Depósitos Iniciais da CNAAA
deverão ficar sob guarda da Eletronuclear até que seja construído um depósito
de longo prazo ou definitivo, cuja responsabilidade de implantação é da CNEN.
Qual a capacidade de armazenamento dos Depósitos Iniciais de Rejeitos?
O CGR apresenta os seguintes dados em termos de capacidade de
armazenamento:
DEPÓSITO CAPACIDADE DE
PERCENTUAL DE
ARMAZENAMENTO
OCUPAÇÃO
(Abril/2015)
1 - LBA
4784 Tambores de 200 litros
N/A Prédio em obra
1 – LMA
N/A Prédio em obra
2A
783 Liners de 1m3
94%
2B
e
252 Liners de 1m3
Área de Tambores:
100%
Área de Liners: 19%
3A
3B
3892 Tambores de 200 litros e
Área Tambores: 87%
300 Caixas Metálicas de 1,2m3
Área de Caixas: 100%
1720 Tambores de 200 litros / Angra 2 0%
O esgotamento da capacidade de armazenamento do CGR se dará em 2020,
quando, segundo planejamento da CNEN e da Eletronuclear, o depósito
definitivo de rejeitos radioativos já deverá estar implantado.
Qual é a área dos Depósitos Iniciais de Rejeitos?
Depósito 1: 949,2 m2 (área de estocagem + área de inspeção + área de
acesso)
Depósito 2: 1.178,5 m2 (área de estocagem + área de descarregamento)
Depósito 3: 917,2 m2 (área de estocagem + área de descarregamento)
Como é feita a ocupação desses depósitos?
A ocupação dos Depósitos Iniciais não pode ser considerada apenas com a
lógica da ocupação atual. O armazenamento é feito mediante um plano de
remanejamento. Este considera o rearranjo, os tipos de embalados e de
licenciamento de cada depósito.
A Eletronuclear vem tomando medidas para otimizar a capacidade de
armazenamento dos Depósitos Iniciais de Rejeitos?
Para gerenciar melhor o espaço ocupado dos depósitos, a Eletronuclear
concluiu, em maio de 2006, um trabalho pioneiro de supercompactação dos
embalados de rejeitos sólidos de baixa atividade. Tal medida foi necessária
porque se identificou que o Depósito 1 estava perto de sua exaustão – cerca de
94% ocupado –, não tendo condições de receber os rejeitos da 14ª parada de
Angra 1, que ocorreu em maio e junho de 2006.
O serviço de compactação começou em março de 2006 e foi executado pela
empresa americana DTS/INET. Foi utilizada uma prensa com uma força de
2.200 toneladas para compactar 2.027 tambores. As tortas geradas (tambor
prensado) foram colocadas em 128 caixas.
Houve um ganho muito grande em termos de volume, já que foram
recuperadas 52 células de estocagem (espaço equivalente a 832 tambores),
aumentando o espaço livre do depósito.
A supercompactação garantiu uma sobrevida para o Depósito 1 de pelo menos
cinco anos. De agora em diante, será feito um trabalho para otimizar o máximo
possível a utilização dos tambores, melhorando naturalmente a compactação
do rejeito de baixa atividade.
Qual a produção de rejeitos de Angra 1 e Angra 2?
Nos últimos cinco anos, em média, Angra 1 produziu, por ano, 100m 3 de
rejeitos. E Angra 2, no mesmo período, produziu em média 10m 3 por ano.
Quantas toneladas de rejeitos existem armazenadas na Central Nuclear de
Angra dos Reis? E nos Estados Unidos?
Na Central Nuclear de Angra dos Reis está armazenado, em caráter provisório,
todo o resíduo produzido pelas usinas Angra 1, desde 1982, e Angra 2, desde
2001. Em relação à Angra 1, são 7138 embalados estocados, que ocupam
cerca de 2.886 m3. De Angra 2, são 542 embalados, que ocupam 108,4 m 3.
Nos EUA, são cerca de 70 mil toneladas de combustível nuclear usado,
atualmente armazenado em 131 lugares de 31 estados do país.
Qual é a quantidade de elementos combustíveis (rejeitos de alta atividade)
armazenados nas piscinas de combustível usado?
Em abril de 2015:
Angra 1 – 935 elementos combustíveis.
Angra 2 – 787 elementos combustíveis.
Qual é a massa dos elementos combustíveis de Angra 1 e de Angra 2?
Angra 1 – 584 kg (peso total)
Angra 2 – 843 kg (peso total)
Levando em conta o número total de elementos combustíveis armazenados
nas piscinas de combustível usado, a massa total dos elementos de Angra 1 é
de 342.510 kg e de Angra 2, de 236.160 kg. A massa se refere apenas ao
urânio, não estando incluídos os materiais estruturais como tubos-guia, bocais
etc.
Qual a capacidade das piscinas que guardam os elementos combustíveis
usados nas usinas?
Angra 1: 1.252 elementos combustíveis.
O espaço ainda disponível nas piscinas é suficiente para mais quanto
tempo de operação?
As piscinas de combustível usados – PCUs das usinas Angra 1 e Angra 2 têm
plena capacidade armazenamento até 2021.
A Eletronuclear está implantando, na área da CNAAA, a Unidade de
Armazenamento Complementar Úmida de Combustível Irradiado (UFC). O
projeto conceitual dessa instalação está totalmente concluído. Os processos de
licenciamento ambiental (Ibama) e nuclear (CNEN) estão em desenvolvimento
e o projeto básico dessa instalação está sendo concluído.
Devido às dificuldades encontradas pela Eletronuclear para o equacionamento
de recursos financeiros, a implantação da Unidade de Armazenamento
Complementar Úmida de Combustível Irradiado da CNAAA - UFC não será
mais considerada como a solução para atender os primeiros anos após o
esgotamento das PCUs das usinas. A solução de armazenamento a seco de
combustíveis irradiados em dispositivos especialmente projetados, construídos
e licenciados para o armazenamento a seco de combustível irradiado será
implementada no sítio da CNAAA, visando atender a 3 ciclos de operação das
usinas Angra 1 e Angra 2, e armazenar cerca de 300 elementos. Essa unidade
de Armazenamento Complementar a Seco estará em operação até 2021, de
modo a não impactar a operação dessas usinas.
Como os rejeitos de baixa e média atividades são manuseados e
armazenados?
Os rejeitos, ao serem gerados, passam por um processo de solidificação, e
depois são acondicionados em embalados especiais (tambores de aço, liners,
caixas metálicas ou de concreto) no interior das usinas. Esses embalados são
manuseados por meio de empilhadeiras, talhas e pontes rolantes. O
armazenamento se dá por empilhamento dessas embalagens conforme
estabelecido em projeto. No caso dos tambores metálicos, os mesmos são
colocados sobre pallets para o acondicionamento, e em cada pallet são
colocados quatro tambores. Atualmente, a Eletronuclear está adotando o uso
de pallets metálicos.
No depósito 1, os pallets são empilhados em quatro níveis, e as caixas
metálicas, estocadas diretamente umas sobre as outras formando pilhas de
três e quatro níveis.
No depósito 2, os tambores são empilhados em racks (cada rack contendo
quatro tambores), formando cinco e seis níveis de empilhamento. Os liners são
estocados diretamente uns sobre os outros, formando pilhas de quatro níveis.
No depósito 3, os tambores são empilhados em racks (com quatro tambores,
cada), formando seis e sete níveis de empilhamento. As caixas metálicas são
estocadas em pilhas de quatro e cinco racks (cada rack contendo uma caixa) e
os liners, diretamente uns sobre os outros, em pilhas de até quatro níveis.
Toda a operação com os embalados contendo rejeitos radioativos é monitorada
pela divisão de proteção radiológica da Usina.
Como é feito o transporte dos rejeitos de baixo e médio níveis de
radiação de dentro das usinas até os Depósitos Iniciais?
É feito por meio de caminhão, sendo este escoltado pela segurança física e
proteção radiológica. Note-se que o transporte ocorre no interior da área
vigiada das usinas, com um percurso máximo de 2.000m.
O que aconteceria se o caminhão que transporta os rejeitos caísse na
encosta?
Nada. Os embalados seriam transferidos para outro caminhão e levados aos
depósitos. Porém, vale observar que a análise de risco considerou como
sendo um acidente de baixíssima probabilidade.
No caso de deslizamento de encosta, o que acontecerá com os rejeitos?
Foram tomadas medidas de engenharia que garantem a estabilidade da
encosta acima dos depósitos. Não há possibilidade de cair pedras sobre os
depósitos.
Como
a
população
da
região
pode
fiscalizar
a
segurança
do
armazenamento dos rejeitos?
A fiscalização de material radioativo é atribuição da CNEN, a qual realiza
inspeções periódicas. A cada inspeção é emitido um documento atestando a
condição de armazenagem.
Qual o atual estágio de desenvolvimento do depósito definitivo de rejeitos
radioativos?
Até o presente momento, já estão elaboradas as bases conceituais para a
implantação de um Repositório Nacional de Rejeitos Radioativos de Baixo e
Médio Níveis de Radiação, produzidos pela CNAAA e outros geradores.
Estudos sobre as condições geológicas favoráveis à localização desses
depósitos estão em realização pela CNEN.
Quanto aos combustíveis usados, a política brasileira é de mantê-los
armazenados de forma segura até que se tenha uma definição sobre seu
reprocessamento ou deposição final. É importante esclarecer que os
combustíveis usados (“queimados”) não são considerados rejeitos de alta
atividade, uma vez que eles ainda guardam uma grande capacidade de gerar
energia. Por essa razão, para os elementos combustíveis “queimados”
(usados), a Eletronuclear está construindo, no próprio sítio da Central, uma
Unidade de Armazenamento Complementar de Combustível Irradiado (UFC) de
longo prazo, aguardando, a ocasião, de serem reciclados para aproveitamento
da energia ainda contida.
A implantação desta unidade está sendo feita sob a fiscalização da CNEN,
para assegurar que serão aplicados todos os requisitos técnicos e de
segurança estabelecidos e com uso da mais moderna tecnologia na sua
construção. Os processos de licenciamento ambiental (Ibama) e nuclear
(CNEN), bem como o projeto básico e o processo de contratação da
construção, montagem e comissionamento estão em andamento.
Qual a lei que dispõe sobre a seleção de locais para a construção dos
depósitos finais de rejeitos radioativos?
A Lei nº 10.308, de 20 de novembro de 2001, publicada no Diário Oficial de 21
de novembro de 2001, está em vigor desde então e dispõe sobre a seleção de
locais, a construção, o licenciamento, a operação, a fiscalização, os custos, a
indenização, a responsabilidade civil e as garantias referentes aos depósitos de
rejeitos radioativos. A CNEN estabelece os critérios, procedimentos e normas a
serem adotados na seleção, na construção, no licenciamento, na administração
e na remoção de rejeitos no país. A lei estabelece que os municípios que
vierem a abrigar os depósitos de rejeitos receberão mensalmente uma
compensação financeira, além de proibir a importação de rejeitos.
Como seria o transporte dos rejeitos caso o depósito definitivo fosse fora
do sítio das usinas?
Seria de acordo com a norma CNEN NE 5.01 – Transporte de Material
Radioativo, que estabelece, entre outras disposições, o transporte de material
radioativo.
Os rejeitos são armazenados em estado sólido. Portanto, em caso de qualquer
eventual acidente, estes continuarão confinados no interior do prédio mediante
a manutenção de uma subpressão interna e serão retidos nos filtros High
Efficiency Particulate Air - HEPA do sistema de ventilação em circuito fechado.
O que é reprocessamento dos elementos combustíveis e qual o seu
objetivo?
O reprocessamento dos elementos combustíveis descarregados do reator
(rejeitos radioativos de alta atividade) visa à separação do material físsil e fértil,
principalmente plutônio e urânio, dos produtos de fissão, para eventual uso
como combustível. Um dos objetivos do reprocessamento é reduzir o volume
de rejeitos, facilitando a sua deposição final. A política de reciclagem do
combustível é, também, uma ação ecológica que visa à preservação dos
recursos naturais (jazidas de urânio).
No entanto, vale esclarecer que os elementos combustíveis usados, a destacar
o fato de conterem em seu seio rejeitos nucleares, não podem ser
considerados, técnica e legalmente, como “rejeitos de alto nível de radiação”.
Essencialmente, 97% do combustível usado é reciclável. Do material restante
(produtos de fissão), aproximadamente 1% decai rapidamente após 1 ou 2
anos. Apenas 2% possuem alta atividade e meia vida longa.
Por
conseguinte,
soluções
definitivas
(repositórios
eternos)
para
o
armazenamento de combustíveis usados ou de rejeitos de alta atividade,
gerados a partir do reprocessamento e reciclagem de combustíveis usados, se
encontram
em
estudos
avançados,
não
sendo,
ainda,
integralmente
implantadas. Portanto, sob a ótica de tecnologia e custos, tais repositórios são
viáveis. São razões de ordem política e perspectivas de uso futuro dos
elementos combustíveis que têm postergado sua efetiva implantação no
mundo. Alguns países, entretanto, já optaram pelo reprocessamento. São
exemplos: EUA (unidades operadas pelo Ministério da Defesa), França
(AREVA), Inglaterra (BNG, Sellafield), Rússia (MINATOM), Índia, Paquistão,
China (CNNC) e Japão (Rokkasho). Outros, como Suécia e Finlândia, optaram
pelo armazenamento final no estado de combustível irradiado.
Considerando que a reciclagem de elementos combustíveis usados no Brasil
hoje ainda não é viável, nem técnica nem economicamente, esta é uma
decisão que deverá ser tomada em longo prazo. Por essas razões, foi decidido
manter os combustíveis irradiados armazenados em piscinas a serem
construídas no próprio sítio da Central. A inclusão desse tipo de depósito na
estratégia de gerenciamento do combustível usado permite aguardar de forma
segura até que a decisão sobre a reciclagem ou armazenamento final seja
tomada.
O país estuda a possibilidade de fazer o reprocessamento dos
combustíveis usados?
No Brasil, a decisão de reprocessar ou não o combustível usado levará em
conta os aspectos políticos e econômicos da época em que for tomada, o que
deverá ocorrer até o término da vida útil das usinas, ou seja, num horizonte de
20 a 50 anos.
Por que os rejeitos não são incinerados?
O processo de incineração resulta na presença de elementos radioativos na
fumaça da combustão, o que obriga a adoção de filtros para sua retenção.
Tais filtros devem ser então encapsulados e guardados como rejeito. Esse
processo é utilizado ainda de forma restrita em outros países e poderá vir a ser
adotado, como forma de reduzir o volume de rejeitos armazenados, após
estudos mais aprofundados.
Quanto tempo os rejeitos precisam ficar armazenados para deixar de
causar ameaça à população?
A atividade dos vários elementos radioativos guardados varia de segundos
até
vários
anos.
Durante
todo
esse
período
os
rejeitos
estarão
adequadamente acondicionados e monitorados.
O que é a meia-vida dos radionuclídeos?
É o tempo necessário para que a metade de uma dada quantidade de um
elemento radioativo decaia, transformando-se em outro (Figura 2.3).
Por exemplo, um isótopo do césio, o Cs137, tem uma meia-vida de
aproximadamente 30 anos e, quando decai, transforma-se em um isótopo do
bário, o Ba137, que é estável. Então, se em um dado instante existem 100g de
Cs137, trinta anos depois existirão apenas 50g. Os outros 50g terão se
transformado em Ba137.
A tabela abaixo apresenta a meia-vida de alguns radionuclídeos (Fig. 2.4).
Deve-se considerar a meia-vida biológica e a meia-vida efetiva, que utilizam
fatores de multiplicação.
As figuras a seguir apresentam tabelas de unidades de radiação, que podem
servir como informação.
6.COMBUSTÍVEL
Qual é o custo do combustível nuclear? Se comparado a outras fontes
energéticas, é competitivo?
A matéria-prima para produção do combustível nuclear apresenta uma baixa
incidência no custo final de geração de energia elétrica, se comparada com as
demais fontes de origem térmica. Sua competitividade, no Brasil, pode ser
demonstrada pela tabela abaixo, que faz uma comparação entre os custos de
combustível das usinas nucleares e das térmicas convencionais, efetivamente
despachadas pelo ONS, para gerar a mesma quantidade de energia, em um
ano.
Usina
Angra 1
Angra 2
Total Nuclear
Tipo de
combustível
Nuclear
Nuclear
Nuclear
Sol
Biomassa
Pct Enersul
Biomassa
Colorado
Biomassa
Jaime Belttão
Biomassa
No.Fluminense
Gás
Pernambuco
Gás
Euzébio Rocha
Gás
CST
Gás
Fortaleza
Gás
P.Médici
Carvão
Luiz Carlos Prestes
Gás
J.Lacerda-C
Carvão
Cocal
Biomassa
Gov Leonel Brizola
Gás
J.Lacerda-B
Carvão
J.Lacerda-A
Carvão
Pie-Rp
Biomassa
Juiz de Fora
Gás
Charqueadas
Carvão
Total Térmicas Convencionais
Geração
bruta
(MWmed)
322,09
1.159,09
1.481,18
88,61
12,45
13,53
15,00
313,54
90,28
0,60
109,57
59,87
102,63
0,45
246,08
3,24
198,84
134,34
65,07
5,28
3,52
29,76
Geração
bruta
(MWh)
2.821.495
10.153.593
12.975.088
776.224
109.062
118.523
131.400
2.746.610
790.853
5.256
959.833
524.461
899.039
3.942
2.155.661
28.382
1.741.838
1.176.818
570.013
46.253
30.835
160.084
12.975.088
Custo do
combustível
(R$/MWh)
23,28
18,96
19,90
0,01
32,87
32,87
32,87
37,80
70,16
94,00
94,00
102,72
115,90
116,40
117,78
133,96
142,02
143,92
144,07
145,61
150,00
155,98
93,51
Custo da
geração
(R$)
65.684.396,85
192.512.132,57
258.196.529,42
7.762,24
3.584.867,94
3.895.844,44
4.319.118,00
103.821.873,12
55.486.232,45
494.064,00
90.224.320,80
53.872.654,46
104.198.596,92
458.848,80
253.893.729,02
3.802.106,30
247.375.889,57
169.367.704,13
82.121.801,72
6.734.870,21
4.625.280,00
24.969.933,52
1.213.255.497,64
Janeiro / Dezembro de 2009
No caso do aumento do preço do urânio, qual é a consequência nos
custos de geração de energia nuclear?
Não é significativa, pois a matéria-prima urânio tem pequena influência no
custo final da geração. Por exemplo, na eventualidade de ocorrer uma
duplicação no preço da matéria-prima urânio, a consequência desse reajuste
seria um aumento de cerca de 4% no custo final de geração de energia
elétrica. Apresenta diferenças em relação a uma usina térmica movida a gás,
em que a duplicação em seu preço acarretaria um custo final de geração 65%
maior.
Que quantidade de urânio é necessária para produzir 1 kWh?
A geração termonuclear produz muito mais energia por quantidade de
combustível utilizado ou queimado do que as outras formas de produção de
energia elétrica. Uma simples pastilha de combustível nuclear com pequenas
dimensões – um centímetro e meio de altura (ou espessura) e menos de um
centímetro de diâmetro (valores de referência) – tem a mesma quantidade de
energia que 450m3 de gás natural ou uma tonelada de carvão. Uma usina
termoelétrica moderna, a carvão, com potência de 1.300 MW, utilizaria por ano
uma quantidade de carvão de boa qualidade 90.000 vezes superior, em peso,
ao urânio contido nos elementos combustíveis de uma usina nuclear de mesmo
porte, como Angra 2. Exemplificando, pode-se dizer que uma usina do porte de
Angra 2 (1.350 MW) consumiria durante um ano de operação normal (6.500
horas anuais equivalentes a plena carga) cerca de 30 toneladas de urânio
enriquecido (aproximadamente 245 toneladas de urânio natural), o que
corresponderia à proporção de algo entre 0,001 g e 0,002 g de urânio para a
geração de 1 kWh de energia elétrica. A usina equivalente a carvão consumiria
aproximadamente 3 milhões de toneladas, ou seja, o suficiente para lotar 55
vagões ferroviários.
Como estão nossas reservas de urânio? O que temos hoje e qual é sua
vida útil? Há perspectivas de crescimento?
O Brasil possui a sétima maior reserva de urânio do mundo, com 5,9% da
disponibilidade mundial, o que corresponde a 309.370 toneladas de U 3O8, de
acordo com o Balanço Energético Nacional 2009, do MME. Considerando-se
que apenas um terço do território nacional já foi prospectado, é de se esperar
que esse nível de reservas aumente, ao longo do tempo, com a retomada das
atividades de prospecção. Ainda há 50% do território nacional como área
geologicamente promissora remanescente. Só na Região Norte do país, o
potencial estimado é de 500 mil toneladas. Sendo assim, as reservas nacionais
poderão alcançar 800 mil toneladas, o que levará o Brasil a ocupar a 3ª
posição nesse ranking. Vale ressaltar que somente as cerca de 250.000
toneladas das jazidas de Lagoa Real (BA) e Santa Quitéria (CE) correspondem
ao dobro de todas as reservas de gás da Bolívia ou a 40 anos de operação do
gasoduto Venezuela-Brasil.
Quando a jazida de Itataia, em Santa Quitéria, no Ceará entrará em
operação?
A mina de Santa Quitéria está prevista para entrar em operação em 2017, com
capacidade de produção de 1.600t de U3O8.
Qual a expectativa para que Angra 3 receba o urânio extraído das minas
de Caetité e de Santa Quitéria?
A INB atenderá tanto a carga inicial como as demais recargas para Angra 3
com o urânio extraído das minas de Caetité e de Santa Quitéria, dependendo
da disponibilidade de cada unidade.
O Brasil enriquece urânio?
O urânio é enriquecido por doze países, incluindo o Brasil, em instalações
nucleares com distintas capacidades de produção. Atualmente, o processo
tecnológico empregado mundialmente denomina-se ultracentrifugação, que
substituiu o processo de difusão gasosa em vários países.
A tecnologia de ultracentrifugação para enriquecimento isotópico do urânio na
Usina de Enriquecimento das Indústrias Nucleares do Brasil (INB) foi
desenvolvida pelo Centro Tecnológico da Marinha em São Paulo (CTMSP) em
parceria com o Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares (IPEN/CNEN).
A Usina de Enriquecimento da INB em implantação na Fábrica de Combustível
Nuclear (FCN) da INB, em Resende/RJ, encontra-se com capacidade instalada
equivalente a cerca de 25% das necessidades da Usina Angra 1. Após
concluída a primeira etapa, atenderá 100% das necessidades de urânio
enriquecido da usina de Angra 1 e 20% de Angra 2.
Como o combustível chega a Angra?
No Brasil, a empresa responsável pela produção do combustível nuclear é a
INB, sendo a mineração e o seu beneficiamento inicial realizados na INB
Caetité, situada no Sudoeste do Estado da Bahia. As etapas de enriquecimento
(ainda parcialmente), reconversão, produção de pastilhas e montagem do
elemento combustível são realizadas no parque industrial da INB, localizado no
município de Resende (RJ), e que é denominado Fábrica de Combustível
Nuclear (FCN).
Na sua entrega, ainda na FCN, os elementos combustíveis são embalados em
contêineres especiais, projetados e construídos para resistir a uma queda livre
de uma altura de cerca de nove metros, a uma temperatura de 800ºC durante
duas horas e à pressão de uma coluna de água de 30 metros, sem provocar
qualquer dano ao produto.
Os contêineres são fabricados segundo normas internacionais de embalagem
para
transporte
de
materiais
radioativos
e
equipados
também
com
registradores de impacto e de desaceleração que indicam qualquer alteração
durante o transporte.
Presos com firmeza no interior da embalagem denominada berço, os
elementos combustíveis, já na posição horizontal, recebem dois lacres de
inspeção final das áreas de Fabricação, Radioproteção e de Controle da
Qualidade da INB.
Dá-se início ao transporte – minuciosamente planejado pela Eletronuclear e
licenciado pela CNEN e pelo Ibama.
O comboio rodoviário, que conta com o apoio logístico do Corpo de Bombeiros
e das Polícias Rodoviárias Federal e Estadual, é acompanhado por batedores
dessas corporações.
O percurso de 175 quilômetros é cumprido com toda a segurança a uma
velocidade máxima estabelecida de sessenta quilômetros por hora. Em sua
rota passa por várias cidades em direção ao município de Angra dos Reis.
O destino final dessa segura e planejada operação de transporte é a CNAAA,
onde o elemento combustível irá possibilitar a geração de energia elétrica de
forma segura e confiável.
Quais são as etapas do ciclo do combustível nuclear?
Esquematicamente, o ciclo do combustível nuclear envolve as seguintes
etapas, cujas atividades industriais no Brasil são realizadas pelas Indústrias
Nucleares do Brasil (INB):
1. Mineração e Beneficiamento: após a descoberta da anomalia radioativa e
feita sua avaliação econômica, inicia-se a mineração. Na usina de
beneficiamento, o urânio é extraído do minério, purificado e concentrado numa
torta de cor amarela, chamada yellowcake. No Brasil, essas etapas são
realizadas pela INB na Unidade de Caetité (BA), com capacidade nominal de
produção de 400t/ano de concentrado de urânio (U3O8). As reservas
existentes no Brasil são suficientes para o suprimento de Angra 1, Angra 2 e
Angra 3 por 100 anos.
2. Conversão: depois de ter sido dissolvido e purificado, o yellowcake é
convertido em hexafluoreto de urânio (UF6), um sal que tem como propriedade
passar ao estado gasoso a baixas temperaturas (da ordem de 60°C).
Atualmente, a INB contrata a etapa de conversão na França (empresa Areva)
devido a questões relacionadas à economia de escala. Entretanto, o Brasil
domina essa tecnologia em escala laboratorial e piloto, e a Marinha está
implantando, em avançado estágio, uma unidade de demonstração industrial
denominada USEXA, no Centro Experimental de Aramar.
3. Enriquecimento: tem por objetivo aumentar a concentração do isótopo 235
do urânio (U-235) no UF6 natural sob forma gasosa, de apenas 0,7%, para
valores da ordem de 3% a 5%, necessários ao uso como combustível em
reatores nucleares do tipo PWR. A INB realiza o enriquecimento no exterior,
contratando o consórcio Urenco (Alemanha, Holanda e Grã-Bretanha),
utilizando a tecnologia de ultracentrifugação, que fornece anualmente cerca de
267 toneladas de UTS (unidade de trabalho separativo), a um custo da ordem
de R$ 120 milhões anuais. Essa etapa será gradativamente realizada no país
com o andamento da implantação dessa unidade da Fábrica de Combustível
Nuclear (FCN), em Resende (RJ), cujo projeto atual prevê uma capacidade
equivalente a 100% das necessidades de Angra 1 e 20% de Angra 2, a um
custo inicial da ordem de R$ 490 milhões. Essa unidade utiliza a tecnologia de
ultracentrifugação desenvolvida pela Marinha, com reduzidos custos de
operação em comparação com as tecnologias existentes no reduzido mercado
mundial de combustível nuclear.
4. Reconversão e Fabricação das Pastilhas: o UF6 enriquecido é transformado
em dióxido de urânio (UO2) sob a forma de pó e, em seguida, sinterizado em
pequenas pastilhas; essas etapas são realizadas pela INB desde 1999 na FCN
Pó e Pastilhas, da INB Resende.
5. Fabricação de Elementos Combustíveis: as pastilhas são montadas em
varetas de uma liga metálica especial, o zircaloy, e são instaladas em
conjuntos mecânicos denominados elementos combustíveis, que compõem o
núcleo dos reatores nucleares. Essa etapa é realizada pela INB desde 1996 na
FCN-Componentes e Montagem, da INB Resende.
Resumindo: As recargas de elementos combustíveis para Angra 1 e Angra 2
são feitas com yellowcake produzido em Caetité – BA, que depois é convertido
em hexafluoreto pela empresa Areva, na França. Posteriormente, o
hexafluoreto de urânio é enriquecido pela empresa Urenco, na Europa
(Holanda, Grã-Bretanha e Alemanha). O hexafluoreto enriquecido volta, então,
ao Brasil para ser reconvertido, moldado em pastilhas e montado nos
elementos combustíveis – e isso é feito em Resende – RJ.
Energia nuclear
COMBUSTÍVEL NUCLEAR
yellowcake
6
Quantos elementos combustíveis são necessários para abastecer as
usinas de Angra 1 e Angra 2? E qual é a característica desses
combustíveis?
Os elementos combustíveis produzidos pela INB para as usinas de Angra 1 e
Angra 2 são de diferentes tecnologias, conforme demonstra a tabela:
Elemento Combustível
Angra 1
Angra 2
Quantidade
121
193
N° de varetas (por
235
236
elemento combustível)
Total de varetas
28.435
45.548
369
384
10,5 milhões
17,5 milhões
4m
5m
Peso do urânio
411 kg
543 kg
Peso total
600
840
N° de pastilhas p/ vareta
Total de pastilhas
Comprimento
7.PARADAS
Como é feito o reabastecimento das usinas?
As paradas programadas para reabastecimento de combustível ocorrem a cada
12 meses, aproximadamente, devido à duração do combustível nuclear. Além
do reabastecimento, em cada parada programada, executam-se as tarefas de
manutenção que não podem ser realizadas durante a fase de operação da
Usina. O reabastecimento é feito mediante a troca de parte dos elementos
combustíveis do reator nuclear.
Angra 1, por exemplo, tem 121 elementos combustíveis (as varetas). Em cada
recarga são colocadas 40, e removidos os
elementos combustíveis
descarregados. Figurativamente, seria como uma lanterna que está com suas
pilhas descarregadas e precisam ser trocadas para que ilumine novamente.
Inicialmente, o reator e o conjunto turbogerador são desligados. Os elementos
combustíveis usados são retirados e substituídos por novos. Durante a recarga,
os equipamentos que necessitam estar em funcionamento durante a operação
da Usina são submetidos a inspeção e manutenção.
Qual o impacto das paradas de reabastecimento no Sistema Interligado
Nacional?
O impacto é muito pouco, pois as usinas, mesmo parando por 30 dias, têm um
fator de carga maior que 85%. Uma usina hidráulica, por exemplo, tem um fator
de carga de 55%, em média. Fator de carga é a relação entre a energia
efetivamente produzida por uma usina, durante um determinado período, e a
energia que teria sido produzida se esta tivesse operado com sua potência
nominal durante o mesmo período.
Qual é o custo por dia das usinas Angra 1 e Angra 2 quando paralisadas
por incidentes ou para recarga e manutenção técnica?
Nas paradas programadas executadas dentro de um dado período não há
perda de faturamento, uma vez que, o montante de energia contratada leva em
consideração os períodos planejados em que as usinas permanecem paradas
para recarga e manutenção.
Nas paradas programadas que ultrapassam o período planejado haverá perda
correspondente à diferença entre a Energia não Suprida e a Energia
Contratada, valorada pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) médio
anual. Nas paralisações não programadas haverá perda correspondente à
diferença entre a Energia não Suprida e a Energia Contratada.
O custo das paradas das Usinas Angra 1 e Angra 2, correspondente às
despesas com pessoal, serviços contratados, equipamentos substituídos e
número de dias de paralisação, varia dependendo dos serviços específicos
programados para cada uma delas. Os valores das cinco últimas paradas
foram da ordem de R$ 30 milhões a R$ 40 milhões para Angra 1 e de R$ 40
milhões a R$ 70 milhões para Angra 2. Note-se que esses custos não incluem
a recarga de combustível.
O que acontece com o combustível usado?
O combustível usado é guardado na piscina de combustível usado, assim como
o novo é guardado no poço de combustível novo. Tanto o poço quanto a
piscina estão localizados no edifício do reator.
Há necessidade de licenciamento?
Sim. Para o transporte do combustível são necessárias licenças da CNEN, do
Ibama e da Fundação Estadual de Engenharia de Meio Ambiente (Feema).
Quais os órgãos envolvidos nessa operação?
A proteção física é feita pela Secretaria de Segurança Pública do Estado do
Rio de Janeiro, que convoca a Polícia Militar. Também há o apoio da Polícia
Rodoviária Federal. O Comando Militar do Leste fica de sobreaviso. A Casa
Militar e a Polícia Federal (no Rio de Janeiro) são informadas.
Que tipo de combustível é usado na recarga?
O combustível usado nos reatores de Angra 1 e Angra 2 é o urânio enriquecido
a 3,6%, em média (U-235). Em cada recarga, troca-se cerca de 1/3 dos
elementos combustíveis do vaso do reator.
Qual é a previsão das paradas de 2015?
Angra 1: A parada para reabastecimento de combustível e manutenção
programada de Angra 1 foi iniciada em maio de 2015 e finalizada no início de
julho de 2015.
Angra 2: A próxima parada para reabastecimento de combustível e
manutenção programada de Angra 2 está prevista para setembro de 2015.
8. FUNDO DE DESCOMISSIONAMENTO E SEGURO DAS USINAS
O que é descomissionamento de uma usina nuclear?
O descomissionamento de uma usina nuclear é uma fase pós-operacional
normal e necessária, que pode ser entendido como um conjunto de medidas
tomadas para retirar de serviço, com segurança, uma instalação nuclear –
incluindo dependências, terreno, edifícios e equipamento –, reduzindo a
radioatividade residual a níveis que permitam liberar o local para uso restrito ou
irrestrito.
O proprietário/operador da instalação nuclear é o responsável por todos os
aspectos do descomissionamento.
O que é o fundo de descomissionamento das usinas?
O fundo de descomissionamento de usinas nucleares se refere à obrigação
para desmobilização dos ativos das usinas nucleares, para fazer face aos
custos a serem incorridos ao final da vida útil econômica das mesmas.
A formação dessa obrigação é constituída de um passivo formado em quotas
mensais, fixadas com base em estudos técnicos elaborados pelo operador da
usina.
É premissa fundamental, para a formação desse passivo, que o valor estimado
para a sua realização deva ser atualizado ao longo da vida útil econômica das
usinas e considerando os avanços tecnológicos, com o objetivo de alocar ao
respectivo período de competência da operação os custos a serem incorridos
com a desativação técnico-operacional das usinas.
Qual será o custo do descomissionamento de Angra 1 e Angra 2?
O valor presente estimado do custo de descomissionamento da Usina Angra 1
é de R$ 490.961 milhões, base de dezembro de 2014, e o valor futuro do
passivo a ser constituído, corrigido para o fim da vida econômica depreciável
da Usina (dezembro de 2024) é de R$ 938.175 milhões. O valor presente
estimado do custo de descomissionamento da Usina Angra 2 é de R$ 218.454
milhões, base de dezembro de 2014, e o valor futuro do passivo a ser
constituído, corrigido para o fim da vida econômica depreciável da Usina
(agosto de 2040), é de R$ 1.151.338 milhões.
De onde provêm os recursos para o fundo de descomissionamento das
usinas Angra 1 e Angra 2 ?
Para atender a esses custos futuros, a Eletrobras criou uma reserva financeira
em conta específica no Banco do Brasil. Essa reserva é constituída por
recolhimentos periódicos feitos pela Eletronuclear e o saldo em 31 de
dezembro
de
2014
é
de
R$
334.869
milhões.
Os
custos
de
descomissionamento a serem cobertos por esses fundos estão suportados no
faturamento bruto na venda da energia produzida pelas usinas nucleares Angra
1 e Angra 2. A cota anual transferida pela Eletronuclear à Eletrobras, para
compor essa reserva financeira, correspondeu a cerca de 1,15% do
faturamento bruto, base dezembro de 2014, como é prática normal em outros
países.
Como funciona o seguro das usinas nucleares? Qual o valor das
apólices?
A Eletronuclear mantém uma política de seguros tida pela administração como
suficiente para cobrir eventuais perdas considerando os principais ativos, bem
como a responsabilidade civil inerente a suas atividades.
O seguro das usinas nucleares Angra 1 e Angra 2, em operação, engloba duas
apólices emitidas, apesar de a contratação ser em um só pacote. Uma cobre
danos materiais de propriedade da Eletronuclear (limite de cobertura US$ 500
milhões por usina) e a outra, responsabilidade civil, com os seguintes limites:
Acidentes Nucleares:
US$ 235.000.000,00
Acidentes Não-Nucleares:
US$ 23.500.000,00
Responsabilidade Civil do Empregador: US$ 23.500,000.00
Custas Judiciais:
US$
2.350,000.00
Despesas com Minimização de Danos US$
2.350.000,00
Limite Total de Indenização da Apólice US$ 286.700.000,00
Quais riscos são cobertos pelo seguro?
- Para as usinas em operação, Angra 1 e Angra 2, os riscos são:
a) danos materiais, All Risks, danos que os bens materiais das Usinas sofrerem
em consequência de Todos os Riscos;
b) responsabilidade civil que cobre os danos materiais e pessoais causados a
terceiros, por acidentes nucleares e não nucleares, incluindo os empregados
da empresa.
- Para a usina em construção (Angra 3) os riscos são:
a)
danos materiais todos os riscos – All Risks;
b)
reponsabilidade civil cruzada e;
c)
armazenagem de bens
A Importância Segurada total, para o seguro de Angra 3 é €4.595 milhões.
De
quanto
em
quanto
tempo
as
usinas
são
vistoriadas
pelas
seguradoras?
O trabalho de análise de risco deve ser contínuo, e o tempo de vistoria varia
entre quatro e seis anos. A periodicidade é determinada pelo estado de
conservação das usinas e a ocorrência de sinistros. A última visita à Central
Nuclear foi em 2008. Devido à falta de acidentes graves, não haverá
necessidade de uma nova visita em um curto prazo.
9. MEIO AMBIENTE
Em março de 2014, o Ibama concedeu a Licença de Operação Unificada
para a Central Nuclear. O que significa isso no processo de licenciamento
ambiental?
Por sugestão da Eletronuclear e após um longo processo de avaliação interno,
o Ibama concedeu, no dia 12/03/14, a Licença de Operação Unificada para
todas as instalações da Central Nuclear. A licença, que tem validade de 10
anos (até 11/03/2024), abrange as usinas Angra 1 e Angra 2, o Centro de
Gerenciamento de Rejeitos (incluindo seus depósitos 1, 2A, 2B, 3 e dos
geradores de vapor) e demais instalações de apoio da empresa.
Outras instalações que ainda não estão em operação - como Angra 3, por
exemplo – mantêm seus processos de licenciamento em separado. Porém, na
medida em que forem entrando em operação, serão agregadas à Licença
Unificada.
A Licença Unificada atende a um pleito apresentado ao Ibama ainda em 2011 e
que traz vantagens para a empresa, para o próprio licenciador e para a
sociedade. O fato de reunir diversas ações, antes pulverizadas, num único
processo confere maior eficácia ao próprio licenciamento.
Além disso, o novo processo permite uma unificação dos diversos programas
ambientais existentes, eliminando redundâncias e tornando mais efetivo o
atendimento das condicionantes. O Ibama otimiza seu trabalho ao adotar
procedimentos mais harmônicos e, por fim, a sociedade lucra com a maior
transparência e dinamismo em todo o licenciamento.
Este novo modelo também vale para as futuras centrais nucleares que vierem a
ser construídas no país.
Quais as vantagens ambientais de uma usina nuclear sobre as usinas
térmicas convencionais?
Os aspectos ambientais da indústria nuclear como um todo, incluindo a
produção de energia elétrica e toda a indústria do ciclo de combustível
associada, comparam-se, favoravelmente, com as alternativas existentes para
a produção de energia elétrica em grandes quantidades.
No Brasil, como também em outros países, as hidroelétricas já tiveram grande
parte do seu potencial economicamente aproveitável esgotada. A construção
de outras usinas ocasionaria inundação de grandes áreas, arruinando-as e
destituindo o local da flora e da fauna originais, o que causaria a perda da
biodiversidade
e
de
terras
cultiváveis,
provocando
danos ambientais
irreparáveis e influenciando diretamente o clima da região. No caso das usinas
térmicas convencionais, como o carvão, o óleo (petróleo) e o gás, a emissão de
muitas toneladas de gases tóxicos na atmosfera altera o clima do globo
terrestre, causando o efeito estufa e as chuvas ácidas.
Em apenas 30 anos, a participação da energia nuclear na produção de energia
elétrica chegou a 17%, tornando-se a 3ª fonte mais utilizada do mundo.
Vantagens:

Não emite gases que contribuem para a chuva ácida (óxidos de enxofre e
nitrogênio);

Não emite gases que contribuem para o efeito estufa (CO2, metano etc.);

Não emite metais cancerígenos, mutagênicos e teratogênicos (arsênio,
mercúrio, chumbo, cádmio etc.);

Não emite material particulado poluente;

Não produz cinzas;

Não produz escória e gesso (rejeitos sólidos produzidos em usinas a carvão
mineral);

É uma forma de energia barata, já que requer uma pequena área para sua
construção, podendo ser instalada próximo aos grandes centros, com água
em abundância para sua refrigeração, além de ser capaz de extrair uma
enorme quantidade de energia de um volume pequeno de combustível.
A utilização de combustíveis fósseis no mundo tem provocado impactos
ambientais negativos, entre os quais o aumento do efeito estufa – causado pela
emissão de dióxido de carbono ou gás carbônico, metano e óxido nitroso – e a
chuva ácida, originada pelas emissões de dióxido e trióxido de enxofre e de
óxidos de nitrogênio. O fato de as usinas nucleares não emitirem qualquer
desses gases é importante na comparação com outras fontes térmicas de
energia.
Em relação às usinas termoelétricas a carvão, a fonte de geração de energia
elétrica mais utilizada no mundo e responsável por cerca de 40% de toda a
energia elétrica gerada no planeta, as vantagens das usinas nucleares em
termos ambientais são significativas. Em comparação com uma usina
termoelétrica moderna, que utiliza carvão pulverizado e técnicas avançadas de
redução de emissão de poluentes, uma usina nuclear do porte de Angra 3
evitaria a emissão anual para a atmosfera de cerca de 2.300 toneladas de
material particulado, 14 mil toneladas de dióxido de enxofre, 7 mil toneladas de
óxido de nitrogênio e 10 milhões de toneladas de dióxido de carbono (figura 1).
Em comparação com uma usina termoelétrica a gás, as emissões evitadas por
uma usina nuclear do porte de Angra 3 seriam de cerca de 30 toneladas de
dióxido de enxofre, 12.700 toneladas de óxido de nitrogênio e 5 milhões de
toneladas de dióxido de carbono (figura 2).
Figura 1 – Comparação de usina nuclear com usina a carvão
USINA NUCLEAR PWR DE 1.300 MW
USINA TERMELÉTRICA A CARVÃO DE 1.300 MW
EFLUENTES RADIOATIVOS
(QUANTIDADES DESPREZÍVEIS)
170 t / ano
URÂNIO NATURAL
EFLUENTES
RADIOATIVOS
2.300 t / ano
MP (*)
14.000 t / ano
SO2
3
3
50 mg / m
400 mg / m
7.000 t / ano
NOx
M
R
M
MÉDIO NÍVEL DE BAIXO NÍVEL DE
ALTO NÍVEL DE
RADIOATIVIDADE RADIOATIVIDADE RADIOATIVIDADE
COM
REPROCESSAMENTO
R
CO2
R
3,3 milhões t / ano
ANTRACITA
(1,8% de enxofre)
32 t / ano
URÂNIO ENRIQUECIDO
REJEITOS
10.000.000 t / ano
3
200 mg / m
3
4,8 m / ano
3
250.000 t / ano
CINZAS
150.000 t / ano
GESSO DO SISTEMA
DE DESSULFURIZAÇÃO
3
47 m / ano
R
531 m / ano
M = METAIS (450 t / ano)
R = RADIOATIVIDADE (9 µSv / ano)
= 1,3 µSv / ano
Fonte: SIEMENS
(*) MP = material particulado
Figura 2 – Comparação de usina nuclear com usina a gás.
USINA NUCLEAR PWR DE 1.300 MW
USINA TERMELÉTRICA A GÁS
(CICLO COMBINADO) DE 1.300 MW
EFLUENTES RADIOATIVOS
(QUANTIDADES DESPREZÍVEIS)
170 t / ano
URÂNIO NATURAL
R
POLUENTES
2.000 t / ano
CO
30 t / ano
SO2
12.700 t / ano
CH4
5.000.000 t / ano
CO2
32 t / ano
URÂNIO ENRIQUECIDO
CONSUMO DE GÁS:
1,9 bilhões de m3/ano
(5,2 milhões de m3/dia)
REJEITOS
COM
REPROCESSAMENTO
R
MÉDIO NÍVEL DE BAIXO NÍVEL DE
ALTO NÍVEL DE
RADIOATIVIDADE RADIOATIVIDADE RADIOATIVIDADE
3
4,8 m / ano
3
47 m / ano
3
531 m / ano
= 1,3 µSv / ano
Fonte: International Nuclear Societies Council
Outro aspecto a ser considerado é a área necessária para a implantação de
cada tipo de usina. Para efeito de comparação, a Tabela 1 apresenta as áreas
requeridas para a implantação de usinas que utilizam fontes de geração
renováveis e não renováveis, com 1.000 MW de capacidade, verificando-se
que as primeiras exigem áreas muito maiores que as segundas, acarretando,
conforme o caso, gastos com desapropriações e com indenização de
benfeitorias, deslocamento de população, alagamento de áreas naturais ou
produtivas e descaracterização da flora e da fauna, com impactos sociais e
biológicos significativos.
Quanto a esses aspectos, as usinas que utilizam fontes não renováveis são
mais favoráveis, pois ocupam áreas muito menores, que podem ser
implantadas em locais onde esses impactos sejam menores ou não ocorram,
além da proximidade aos centros de consumo, com economia em termos de
linhas de transmissão.
Tabela 1 – Áreas necessárias para a implantação de usinas com 1.000 MW
de capacidade
Fonte de
energia
Tipo de usina
Área necessária
(ha)
Hidroelétrica.
25.000
Solar fotovoltaica, em local muito
Renovável (*) ensolarado.
Não
renovável
5.000
Eólica, em local com muito vento.
10.000
Biomassa plantada.
400.000
Óleo e carvão, incluindo estocagem de
combustível.
100
Nuclear e gás natural.
50
Fonte: International Nuclear Societies Council
(*) Valores indicativos, visto que a área depende da topografia do local de
impantação.
Como é monitorado o meio ambiente para saber se não há risco?
Antes da entrada em operação da primeira usina nuclear brasileira, em 1985,
o Laboratório de Monitoração Ambiental da Eletronuclear mediu os níveis de
radioatividade natural (a Natureza nos submete a um inevitável grau de
radiação) e artificial (oriundo do uso de
armamentos atômicos). Nesse
período também foram realizados estudos populacionais dos organismos
marinhos – flora e fauna – na área de influência da CNAAA. Os resultados
desses estudos permitem a comparação com dados obtidos, hoje, em
amostras regularmente coletadas de água do mar, da chuva e de superfície,
subterrânea e de rio, de areia da praia, algas, peixes, sedimentos de mar e
de rio, leite, banana, pasto e do ar. Esse trabalho constatou que o
funcionamento das usinas de Angra, em mais de vinte anos, não causou um
impacto significativo ao meio ambiente e que não ocorreu impacto radiológico
devido à operação das usinas.
Uma equipe de biólogos, químicos, técnicos e auxiliares altamente
especializada executa programas contínuos de monitoração ambiental e
envia os resultados para os órgãos fiscalizadores nacionais. O controle de
qualidade das análises é realizado por intermédio de programas de
intercomparação mantidos pela Agência Internacional de Energia Atômica e
pelo Instituto de Radioproteção e Dosimetria, da CNEN.
São realizadas, também, medidas diretas dos níveis de radiação ambiental por
meio de dosímetros termoluminescentes instalados na área dos depósitos do
CGR (Centro de Gerenciamento de Rejeitos), do DIGV (Depósito Inicial dos
Geradores de Vapor) e em pontos das áreas de propriedade da Eletronuclear e
seus arredores, abrangendo uma área desde Angra a Paraty. Esses
dosímetros utilizados nas medições são verificados periodicamente conforme
procedimentos da Eletronuclear e da CNEN. Os resultados obtidos ao longo
desses anos confirmam as doses preconizadas pelas normas da CNEN.
A
equipe do Laboratório
de
Monitoração
Ambiental também realiza
observações diretas, através de mergulhos, além da coleta de amostras da
fauna e da flora marinhas, para análises. O objetivo é verificar se a elevação da
temperatura da água do mar na área do lançamento do efluente térmico
provoca alguma alteração no ecossistema marinho na área do entorno da
CNAAA.
Qual a posição da empresa em relação aos protestos dos ambientalistas?
A posição da Eletronuclear em relação ao público em geral, incluindo os
ambientalistas, é a de agir com transparência, sempre disponibilizando
informações e também ressaltando a importância da geração de energia
elétrica a partir de fonte nuclear para o desenvolvimento do país. Além disso,
destacamos que a energia nuclear tem primado por sofisticados métodos
operacionais, que garantem a completa preservação do meio ambiente e a total
segurança da população. É a forma de geração que melhor monitora e controla
seus processos em todas as fases, sem liberar produtos que afetem o meio
ambiente. O fato de a geração de energia nuclear não contribuir para o efeito
estufa, que vem provocando o aquecimento do planeta e severas alterações
climáticas, tem levado organizações e líderes de movimentos ambientalistas –
antes ferrenhos críticos à construção de usinas nucleares – a reverem suas
posições, hoje as defendendo.
10. RESPONSABILIDADE SOCIOAMBIENTAL
Como a empresa atua na área de responsabilidade socioambiental?
A atuação da empresa na área de responsabilidade socioambiental com a
comunidade em torno da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA)
abrange convênios de cooperação para o desenvolvimento de atividades
voltadas para saúde, educação, turismo e cultura, ação social, meio ambiente,
defesa civil, obras e serviços públicos, atividades econômicas e saneamento,
principalmente com as prefeituras municipais de Angra dos Reis, Paraty e Rio
Claro. A empresa promove, ainda, projetos e ações direcionados para a
promoção da responsabilidade socioambiental com entidades, associações
comunitárias e outros segmentos da sociedade civil da região. A Eletronuclear
mantém uma política formal de relacionamento com esses públicos,
reafirmando o seu comprometimento socioambiental e de comunicação com a
população dos municípios circunvizinhos à Central Nuclear.
Qual a importância para a empresa em agir de forma socialmente
responsável?
A Eletronuclear exerce seu papel de empresa cidadã, cumprindo não só os
compromissos oficiais assumidos no EIA/RIMA de seus empreendimentos,
como executa adicionalmente várias outras ações socioambientais.
As diretrizes traçadas pela Eletronuclear para alcançar resultados positivos na
melhoria da qualidade de vida da população são baseadas em parâmetros do
ambiente socioeconômico das áreas de influência da Central Nuclear. Para
alcançar os resultados apontados pelas diretrizes e em consonância com as
políticas das prefeituras, a Eletronuclear utiliza as seguintes ferramentas: taxas
de analfabetismo, desemprego, população economicamente ativa, faixa etária,
entre outros que dão subsídios importantes para o desenvolvimento de projetos
sociais e ambientais. Seja por meio de convênios, atividades ou apoio a
projetos de associações comunitárias e entidades, órgãos públicos e
organizações não governamentais.
A empresa apoia parcerias com o poder público?
Desde 2000, estão sendo firmados pela Eletronuclear diversos convênios,
sendo a maioria deles de cooperação com as prefeituras de Angra dos Reis,
Paraty e Rio Claro, visando a ações de combate à fome e à miséria, geração
de trabalho e renda e melhoria da infraestrutura dos três municípios. Os
investimentos são aplicados em diversos campos: saúde, educação, turismo e
cultura, ação social, meio ambiente, defesa civil, obras e serviços públicos,
atividades econômicas, saneamento, todos buscando contribuir para o
desenvolvimento humano e a equidade social da população da região. Esses
convênios firmados com as prefeituras locais possibilitam investimentos
contínuos nos municípios, provendo recursos em diversas áreas, desde a
construção de creches, melhorias na qualidade de ensino, erradicação do
analfabetismo, conservação da estrada, compra de equipamentos hospitalares,
ambulâncias UTI, aparelhamento da Defesa Civil, à valorização das culturas
regionais caiçara, quilombola e indígena.
A partir de 2008, além da continuação de sua política de responsabilidade
socioambiental, a Eletronuclear desenvolveu diversas ações de voluntariado.
Em parceria com a Rede COEP e o programa federal Fome Zero, por exemplo,
promoveu festas para crianças das comunidades do Parque Mambucaba
(Perequê) e do Frade, incentivando a participação voluntária de empregados e
da população residente em torno do empreendimento, com o propósito de
arrecadar alimentos não perecíveis para serem doados posteriormente a
instituições filantrópicas.
Como é avaliado o retorno desses projetos para a empresa?
Mediante acompanhamento contínuo anterior à implementação e à assinatura
dos convênios.
Periodicamente, nossos colaboradores envolvidos nos
processos verificam o andamento dos projetos, por intermédio de controles, até
o momento da sua conclusão. É averiguada, também, a extensão dos
resultados no setor da comunidade envolvida, além das evidências objetivas
por meio dos registros presenciais fotográficos e de satisfação.
Além disso, a empresa também avalia o retorno desses projetos através do
reconhecimento pelos prêmios recebidos. A Eletronuclear recebeu, em 2005, o
Selo de Responsabilidade Social do CREA/RJ com o projeto Gravação de
Livros para Cegos e, em 2007, com o projeto POMAR – Povoamento Marinho
da Baía da Ilha Grande. Em 2008, a área de Responsabilidade Socioambiental
foi premiada com Moção de Aplauso e Louvor pela Assembleia Legislativa do
Estado do Rio de Janeiro (Alerj).
Em 2010, a empresa recebeu o Prêmio de Sustentabilidade da Associação
Comercial do Rio de Janeiro. Em dezembro de 2010, o Coordenador de
Responsabilidade Socioambiental e Comunicação, Paulo Gonçalves, foi
escolhido pelo Cefet/RJ para receber a Medalha do Mérito Social Celso Sukow
da Fonseca. O prêmio é dado a personalidades no cenário nacional que, pela
atuação em seu campo de trabalho, contribuem para o desenvolvimento do
país. O executivo foi lembrado por causa da política de investimento no
desenvolvimento sustentável que a Eletronuclear mantém nas regiões vizinhas
à central nuclear de Angra.
Em 2014, a empresa recebeu a avaliação de seu Portfólio de projetos
socioambientais com a Região da CNAAA analisada pelo Conselho de
Desenvolvimento Sustentável da Baía da Ilha Grande – CONSIG, sobre o qual
se posicionou: “O portfólio atual de programas e projetos abrange diversas
áreas e elementos chave para o desenvolvimento sustentável da região. Esta
configuração de portfólio é pertinente ao contexto de implantação e seu
arcabouço de requisitos legais e demonstra compromisso da empresa para
com seus vizinhos, governos e órgãos reguladores”.
Quais são os projetos desenvolvidos pela Eletronuclear na área de
saúde?
Por meio de convênios firmados com as prefeituras, a Eletronuclear
constantemente faz investimentos que são aplicados na compra de
equipamentos para as redes municipais de saúde, incluindo recursos voltados
para os hospitais de Angra dos Reis, Japuíba e Santa Casa, Hospital de Paraty
e de Rio Claro. Com o empreendimento de Angra 3, a empresa pretende
aplicar na área de saúde mais de 150 milhões de reais até a conclusão da
obra. Além disso a Eletronuclear mantém em funcionamento o Hospital de
Praia Brava e o Ambulatório de Mambucaba, ambos administrados pela
Fundação Eletronuclear de Assistência Médica – FEAM.
Qual é a relação entre a Eletronuclear e a Feam?
A empresa investe mais de R$ 20 milhões, a cada ano, na Fundação
Eletronuclear de Assistência Médica (Feam), administradora do Hospital de
Praia Brava, que desenvolve ações preventivas e trabalhos de assistência
ambulatorial e hospitalar, realizando anualmente mais de 100 mil atendimentos
(incluindo emergência, internação, ambulatorial, ocupacional e eletivo), entre
pacientes do SUS, convênios e particulares. A Feam também é responsável
pelo Ambulatório Médico de Itaorna (Amir), o Ambulatório Médico de
Mambucaba (AMM) e o Centro de Medicina das Radiações Ionizantes (CMRI).
Em 2008, com a entrada, como observadora, no Rempan (Radiation
Emergency Medical Preparedeness and Assistence Network) – órgão ligado
diretamente à Organização Mundial da Saúde (OMS) –, a Feam passou
formalmente a fazer parte das instituições que são referência em resposta a
acidentes envolvendo radiações ionizantes. Em 2009, completou dez anos e
inaugurou o Centro de Informações em Câncer e Anomalias Congênitas (Cira),
que possibilitará fazer um acompanhamento sistemático sobre a incidência de
câncer e anomalias congênitas na região mediante comparações nacionais e
internacionais, trazendo, assim, maior segurança para a população que vive no
entorno da Central Nuclear. Em 2010, incorporou ao Hospital de Praia Brava o
seu tomógrafo computadorizado, oferecendo mais conforto e precisão nos
diagnósticos, e em 2013, foi inaugurada a nova Unidade de Tratamento
Intensivo.
O que é o Cira?
A Feam elaborou, por meio do Centro de Informação em Radioepidemiologia
(Cira), um estudo sobre a mortalidade por câncer e anomalias congênitas em
Angra dos Reis. Além de Angra, foram pesquisados outros 47 municípios, que
ficam a 50 Km e 100 km de distância da Central Nuclear, e mais o município de
Cabo Frio, que está fora desse raio de alcance. Foram colhidos dados relativos
ao período entre 1986 e 2007.
O resultado do estudo, denominado “Padrão da mortalidade da população
circunvizinha à Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto/1986 a 2007”,
demonstrou que não há registros maiores de mortes por câncer ou por
anomalias congênitas em Angra, comparando-se com os outros municípios
estudados. Angra I iniciou suas operações em 1985, ano que conta como
período de pré-operação. Por isso, 1986 foi escolhido como ano ideal para
começar a investigação dos registros.
A equipe do Cira, que contou com a consultoria da Fiocruz, estudou os dados
do Ministério da Saúde, que disponibiliza o Sistema de Informação de
Mortalidade (SIM), que, por sua vez, pode ser acessado por qualquer pessoa
pelo site do DataSUS.
O estudo também atende à condicionante do Ibama nº 2.37, contida na Licença
Prévia nº 279/2008, e a nº 2.36, contida na Licença de Instalação nº 591/2009,
para liberação da construção de Angra 3. Em julho de 2012, o Cira lançou um
segundo estudo que analisa os casos de prevalência de anomalias congênitas
no período de 1999 a 2009, disponibilizados pelo Departamento de Informática
do Sistema Único de Saúde (DataSUS). Eles utilizam como base do estudo os
dados do sistema de informações de nascidos vivos (SINASC), que tem como
fonte de informação as declarações de nascidos vivos (DNV).
As condicionantes apontadas afirmam que esse tipo de levantamento precisa
acontecer frequentemente.
Como a Eletronuclear está investindo na área de educação?
A Eletronuclear investe em construção de creches, em reformas de escolas de
Angra dos Reis, Paraty e Rio Claro. A empresa expandiu os programas de
alfabetização para jovens e adultos e centros de inclusão digital como, por
exemplo, o TECLAR no município de Angra dos Reis.
Nos últimos anos, a empresa vem constantemente aplicando recursos na
melhoria educacional e estrutural dos colégios estaduais localizados nas vilas
residenciais de Praia Brava e Mambucaba. Esse apoio da Eletronuclear às
duas instituições se dá por meio de um convênio, válido até o início de 2014,
com a Associação de Amigos da Cultura e do Esporte da Costa Verde, Angra
dos Reis e Paraty (Amigos) e o Governo do Estado, por intermédio da
Secretaria de Educação. A parceria visa ao desenvolvimento de atividades
educacionais, mas também ajuda na manutenção dos colégios. Com esse
investimento, a empresa contribui para um ensino de excelência aos quase
3.000 alunos dos colégios Roberto Montenegro (Cerm) e Almirante Álvaro
Alberto (CEAAA), que, desde 2005, vem se destacando entre as instituições de
ensino público brasileiras por meio do Enem (Exame Nacional do Ensino
Médio). No Enem/2010, a média das notas dos alunos de ambas as escolas foi
superior à média nacional. O Roberto Montenegro obteve a segunda maior
nota entre as escolas públicas de Angra dos Reis, atrás somente do Colégio
Naval. Já a média das notas dos alunos do Almirante Álvaro Alberto foi a maior
entre as escolas públicas de Paraty.
O bom nível da educação nas escolas apoiadas pela Eletronuclear também
pode ser medido pelos prêmios recebidos por seus alunos. A Secretaria de
Estado de Educação do Rio de Janeiro (Seeduc) tem premiado com notebooks
os estudantes das escolas estaduais que alcançam os melhores resultados no
Sistema de Avaliação do Estado do Rio de Janeiro (Saerj). Em 2011, 138
alunos do CEAAA e 146 do Cerm ganharam notebooks.
Outras iniciativas apoiadas pela Eletronuclear são os programas de
alfabetização de jovens e adultos no município de Angra dos Reis, por
intermédio do projeto SEMEAR, e, em Rio Claro, com a parceria da
Confederação das Mulheres do Brasil (CMB).
A empresa também foi
responsável pela construção de uma creche comunitária para mais de 100
crianças no bairro do Frade, em Angra. Além disso, jovens, adultos e idosos
dos municípios de Angra dos Reis e Paraty foram beneficiados com o Projeto
Malê, um curso de alfabetização e qualificação profissional em artesanato e
costura voltado para o turismo, implementado pela ONG Semear e patrocinado
pela Eletronuclear mediante convênio, cuja validade vai até 2016.
Com o empreendimento de Angra 3, a empresa pretende aplicar mais de R$ 70
milhões na área de educação até a conclusão da obra.
Quais são os projetos da Eletronuclear para o meio ambiente?
Desde a implantação de Angra 1, a empresa vem investindo em ações para a
melhoria do meio ambiente no entorno da CNAAA.
O convênio com o Instituto de Ecodesenvolvimento da Baía da Ilha Grande
(IED-BIG), que compreende o Projeto Pomar – Repovoamento Marinho da
Baía da Ilha Grande visa a fortalecer a maricultura e preservar o ecossistema
da região por meio da produção de sementes de vieiras ou coquilles SaintJacques e de ações técnicas e educativas. Em 2006, o projeto foi
redimensionado para atender ao programa de geração de emprego e renda da
população, obtendo excelentes resultados. Em setembro de 2007, a
Eletronuclear inaugurou sua própria fazenda marinha, localizada na Ilha
Comprida, em frente às usinas Angra 1 e Angra 2, e já abriga mais de 20 mil
sementes de coquille. Em maio de 2008, a empresa foi contemplada com o
Selo CREA-RJ de Responsabilidade Social em reconhecimento ao Projeto
Pomar.
A Trilha Ecológica Porã – que na língua guarani significa trilha bonita – está
localizada na Rodovia Rio-Santos Km 526, entre Itaorna e Praia Brava, em
Angra dos Reis. Tem uma extensão de 2.600 metros, em área de Mata
Atlântica, e inúmeras espécies de plantas e animais. Desde que foi aberto à
visitação em junho de 2004, o local tem sido uma grande opção de lazer
ecológico, seja para crianças e adolescentes de escolas da região, como
também para grupos fechados de entidades e associações que agendam
visitas à trilha. A Trilha Porã recebe mais de 700 visitantes por ano.
Em junho de 2009, por ocasião da Semana do Meio Ambiente, a Eletronuclear
inaugurou um sítio-museu, em Piraquara de Fora, Angra dos Reis. Vinculado
ao licenciamento ambiental da Usina Angra 2, o sítio fica localizado em terreno
pertencente à Eletronuclear, numa região com vestígios da ocupação précolonial com sambaquis e polidores amoladores, ruínas de um forte do século
XVIII e outras construções do século XIX. Trata-se de trabalho pioneiro no
município na área de arqueologia, coordenado pela professora Nanci Vieira de
Oliveira, do Instituto de Filosofia da Uerj. Estão sendo feitas réplicas de
algumas peças indígenas encontradas (como machados, flechas e fragmentos
de cerâmica) porque a ideia é que as peças originais sejam preservadas. O
sítio-museu ainda não foi aberto à visitação pública. No momento, está sendo
preparado um convênio que regulará seu funcionamento. Também será
implantada uma trilha arqueológica, onde o visitante terá acesso a alguns dos
locais com estruturas históricas preservadas, como as ruínas de fortificações
que serviam para guardar a Vila de Angra do ataque dos piratas. O custo do
projeto foi de R$ 150.541,00. Outro momento importante é a comemoração do
Dia Mundial do Meio Ambiente, 05 de junho. Para esse evento, a Eletronuclear
realiza a SEMA - Semana Eletrobras Eletronuclear do Meio Ambiente –,
contando com diversas atividades de educação ambiental para a população do
entorno da CNAAA e seus colaboradores, como passeio de canoagem pelo Rio
Mambucaba, realização de uma das etapas da Copa Brasil de Canoagem,
visitação ao Instituto de Ecodesenvolvimento da Baía da Ilha Grande (IEDBIG), que compreende o Projeto Pomar, a Trilha Porã, a Restinga de
Mambucaba, a Central de Compostagem, Gincana e outras atividades.
Com o empreendimento de Angra 3, a empresa pretende aplicar na área de
meio ambiente mais de 100 milhões de reais até a conclusão da obra.
A criação da Estação Ecológica de Tamoios, em janeiro de 1990, é uma
das medidas compensatórias decorrentes da instalação de Angra 2?
O compromisso da Eletronuclear com a preservação do meio ambiente
também está presente no apoio da empresa a diversos projetos, como a
construção e o aparelhamento da sede da Estação Ecológica de Tamoios,
terreno na região de Mambucaba, cedido em comodato pela Eletronuclear.
Tecnicamente denominada “unidade de conservação”, a Estação tem como
finalidade pesquisar e preservar o ecossistema de 29 ilhas – incluindo ilhotas,
lajes e rochedos distribuídos nas baías da Ribeira e da Ilha Grande.
A sede, com 390 m2, dispõe de salas de reunião, um pequeno auditório,
espaço para exposição e alojamento para pesquisadores. Serve de apoio
terrestre à equipe que supervisionará os 84,5 km2 onde estão as ilhas.
A criação da Estação Ecológica de Tamoios, em janeiro de 1990, é uma das
medidas compensatórias decorrentes da instalação de Angra 2 e obedece às
determinações da legislação que instituiu o Sistema Nacional de Unidades de
Conservação – SNUC.
A estação ecológica é uma área de proteção integral, sendo permitida a sua
visitação apenas com objetivos educacionais e de pesquisa. Entretanto, no
caso da Estação de Tamoios, algumas das ilhas estão habitadas. Daí a
necessidade do Plano de Manejo para a preservação da diversidade biológica
das espécies. Quem coordena a Estação é o Instituto Chico Mendes, autarquia
vinculada ao Ministério do Meio Ambiente e que integra o Sistema Nacional do
Meio Ambiente (Sisnama). Ao todo, gerencia 130 Unidades de Conservação de
Proteção Integral e 170 Unidades de Conservação de Uso Sustentável, num
total de 300 UCs. O instituto tem também a função de executar as políticas de
uso sustentável dos recursos naturais renováveis e de apoio ao extrativismo e
às populações tradicionais nas unidades de conservação federais de uso
sustentável.
Com o empreendimento de Angra 3, a empresa pretende ampliar o apoio à
Estação Ecológica de Tamoios.
E o Parque Nacional da Serra da Bocaina? Qual é o envolvimento da
Eletronuclear?
O Parque Nacional da Serra da Bocaina abrange uma área de 104 mil
hectares, sendo 60% localizados no Estado do Rio e 40% em São Paulo. O
ponto em que o Parque da Bocaina se encontra com o Parque Estadual da
Serra do Mar, em Ubatuba, é considerado ambientalmente estratégico por ser
o local onde as reservas ecológicas atingem a orla marítima. O Parque também
foi criado para preservar parte da Mata Atlântica e desenvolver projetos de
educação ambiental, ecoturismo e pesquisas.
A Eletronuclear participa do grupo de trabalho para diagnosticar e montar
planejamento para desenvolver as atividades importantes nessa área.
Com o empreendimento de Angra 3, a empresa pretende ampliar o apoio ao
Parque Nacional.
A Eletronuclear dá suporte às comunidades indígenas vizinhas às suas
instalações?
Por convênio firmado entre a empresa e a Funai – Fundação Nacional do Índio
–, a Eletronuclear promoveu atenção contínua aos índios da região. Além de
desenvolver ações para preservar costumes e tradições das populações
indígenas de Angra dos Reis e Paraty, o convênio promoveu obras de
infraestrutura, valorização cultural, fomento econômico e educação ambiental,
que viabilizaram a melhoria da qualidade de vida dessas comunidades
indígenas. No total, quatro aldeias são atendidas pelo convênio: Sapukai, no
Bracuí, em Angra dos Reis; Rio Pequeno; Araponga; e Itatiim, em Paraty.
Com o empreendimento de Angra III, a Eletronuclear contratou um estudo, a
ser executado pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (Uerj), para
verificar as necessidades das comunidades indígenas locais.
Que tipo de investimento cultural a empresa promove?
A Eletronuclear investe regularmente em projetos culturais que apresentam
contrapartidas ou desdobramentos sociais de capacitação e geração de renda.
A empresa patrocina e apoia programas de revitalização e preservação do
patrimônio histórico e artístico; publicações de livros que resgatam e reavivam
os costumes, a religiosidade e as tradições das comunidades da região; e
eventos culturais locais e de grande porte como a Flip – Festa Literária
Internacional de Paraty e a Fita – Festa Internacional de Teatro de Angra.
A empresa também patrocinou o restauro da Casa da Cultura de Paraty, que
foi recuperada e revitalizada graças a uma parceria da Fundação Roberto
Marinho com a Eletronuclear, a Rede Globo e a Prefeitura de Paraty. A
Eletronuclear investiu R$ 690 mil e foi parceira do projeto até que ele se
tornasse sustentável.
Além disso, o Espaço Cultural Eletronuclear, localizado no Centro de Angra dos
Reis, abriga, o ano todo, exposições e lançamentos, além de informações
sobre as usinas nucleares. Só em 2014, o Espaço recebeu 10.496 visitantes.
A fim de ampliar ainda mais a difusão cultural na região, foi inaugurado, no ano
de 2013, em Paraty, o Centro Cultural Eletronuclear - que funciona na nova
sede do Instituto Cultural, onde estão sendo promovidos exposições e eventos
apoiados pela empresa, com destaque para os artistas locais, além de prestar
informações sobre o funcionamento das usinas nucleares brasileiras.
A empresa também mantém um espaço cultural em Lídice/Rio Claro, o antigo
Cine Teatro, em Praia Brava, na Vila Residencial, e o de Mambucaba,
localizado na Vila Operária que está passando por reformas e será inaugurado
em breve. Com o empreendimento de Angra 3, a empresa pretende aplicar, na
área da cultura, mais de 10 milhões de reais até a conclusão da obra.
Quais são os outros investimentos que a Eletronuclear vem fazendo para
melhorar a qualidade de vida nos municípios de Paraty, Rio Claro e Angra
dos Reis?
Desde 2008, a Eletronuclear vem investindo diretamente na região por meio de
arrecadação de alimentos e celebrações, como a Semana da Cidadania Infantil
e o Natal sem Fome, ambas parte do programa Fome Zero, do Governo
Federal.
Já em convênios firmados com as prefeituras, a Eletronuclear promoveu um
aporte de R$ 3.900.000,00 de forma a atender ao Plano de Ação para
Atendimento das Condicionantes da Licença Prévia nº 279 do Ibama. Entre
eles estavam vigorando, em 2008, os seguintes convênios para beneficiar a
comunidade:
• Implantação e manutenção do Centro de Informação sobre Câncer e
Anomalias Congênitas na região;
• Mútua colaboração com as secretarias estaduais de Saúde e de Defesa Civil;
• Reforma e ampliação do Posto de Saúde de Tarituba, em Paraty;
• Fornecimento de equipamentos para o Hospital da Japuíba – Angra dos Reis
A empresa também apoiou uma série de comemorações regionais, entre as
quais se destacam os 35 anos do Clube Náutico de Praia Brava e o 5º Jogos
Estudantis de Mambucaba. Datas históricas também tiveram o incentivo da
empresa, entre elas o Dia da Consciência Negra e festas locais e tradicionais,
como a Festa do Divino Espírito Santo, a Festa Junina da Vila Histórica de
Mambucaba e anualmente a tradicional Festa Literária Internacional de Paraty
(Flip). Em 2013, a CNAAA recebeu visitas de comitivas internacionais de
Rússia, Coreia, Índia e Inglaterra, assim como diplomatas sul-americanos,
empresários de Barra Mansa e professores de universidades do Rio de
Janeiro. Entre as autoridades brasileiras que estiveram no sítio destaca-se o
ex-ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. O Espaço Cultural
Eletronuclear, localizado no Centro de Angra dos Reis, abrigou exposições e
lançamentos tais como: a do Calendário 2008 e do Livro Olhares, com
apresentação do Grupo de Danças Folclóricas de Tarituba, e a II Exposição
“Pinturas do Cais”, projeto que nasceu da necessidade de divulgar a produção
de pinturas feitas por portadores de deficiência mental.
A CNAAA é aberta ao público para visitação? Para a empresa, qual a
importância de políticas de comunicação como a do Centro de
Informações de Itaorna, onde há uma exposição de filmes e folhetos
educativos?
Em todo o mundo, a grande desinformação sobre o funcionamento e a
segurança das usinas nucleares alimenta muitos mitos sobre o assunto. Ciente
desse fato, a Eletronuclear adotou, desde a implantação da Central Nuclear,
uma política transparente de esclarecimento das comunidades vizinhas sobre o
funcionamento das usinas nucleares. Essa política está materializada nos
centros de informações que a empresa mantém em Itaorna e no Centro de
Angra dos Reis. Visitas guiadas podem ser agendadas pelo endereço
eletrônico: [email protected].
Quanto foi investido na área em 2014?
A Eletronuclear investiu R$ 34.486.750,49 em projetos da área socioambiental
no ano de 2014.
11. O ACIDENTE NUCLEAR NA CENTRAL DE FUKUSHIMA DAIICHI
No dia 11 de março de 2011, o Nordeste do Japão foi atingido por um
terremoto de 9 graus na escala Richter. O epicentro foi bem próximo ao litoral e
a poucos quilômetros abaixo da crosta terrestre. Foi o maior terremoto de que
se tem registro histórico a atingir uma área densamente povoada e com alto
desenvolvimento industrial. Mesmo para um país de alto risco sísmico e cuja
cultura e tecnologia se adaptaram para tornar esse risco aceitável, tal evento,
numa escala de probabilidade de 1 em cada 1.000 anos, superou toda
capacidade de resposta desenvolvida ao longo de séculos pelo Japão.
A maior parte das construções e todas as instalações industriais com riscos de
explosões e liberação de produtos tóxicos ao meio ambiente, tais como
refinarias de óleo, depósitos de combustíveis, usinas termoelétricas e indústrias
químicas, localizadas na região atingida colapsaram imediatamente, causando
milhares de mortes e dano ambiental ainda não totalmente quantificado. Mas
as 14 usinas nucleares das três centrais da região afetada resistiram às
titânicas forças liberadas pela Natureza. Todas desligaram automaticamente e
se colocaram em modo seguro de resfriamento com diesel-geradores, após ter
sido perdida toda a alimentação elétrica externa.
A onda gigante (tsunami) que se seguiu ao evento inviabilizou todo o sistema
diesel de emergência destinado à refrigeração de 4 reatores da Central
Fukushima-Daiichi e os levou ao status de grave acidente nuclear, com perda
total dos 4 reatores envolvidos, devido ao derretimento dos seus núcleos e com
liberação de radioatividade para o meio ambiente após explosões de
hidrogênio, porém sem vítimas devido ao acidente nuclear.
A necessidade de remoção das populações próximas à área da central se
tornou imperiosa, e todo o plano de emergência nuclear foi mobilizado num
momento em que o país estava devastado. Porém, no fim de 2011, as
restrições de acesso a 5 áreas evacuadas num raio entre 10 km e 20 Km foram
canceladas, com a população autorizada a retornar a suas residências.
De acordo com os especialistas em radiação, as emissões decorrentes do
acidente não atingiram níveis que possam causar danos irreparáveis ao meio
ambiente ou à saúde das pessoas (mesmo para os trabalhadores envolvidos
nos processos de emergência).
Quais são as principais diferenças entre a central de Fukushima e as
usinas de Angra?
Existem hoje, segundo dados da AIEA de novembro de 2014, 438 usinas
nucleares em operação no mundo. Em torno de 60% contam com reatores à
água pressurizada (PWR), o mesmo modelo de Angra 1 e Angra 2.
Aproximadamente, 25% são reatores à água fervente (BWR), como os da
central de Fukushima, no Japão. Outros 10% equivalem a tecnologias que
estão se tornando obsoletas e sumirão da matriz nuclear mundial na medida
em que essas usinas cheguem ao fim de suas vidas úteis.
Num acidente com perda total da alimentação elétrica, como o ocorrido em
Fukushima, um reator PWR permitiria que os operadores tivessem mais tempo
para o restabelecimento da energia do que um BWR. A usina PWR conta com
circuitos independentes e geradores de vapor, equipamentos que contêm uma
quantidade significativa de água e que permitem que o resfriamento do reator
ocorra por circulação natural até o restabelecimento de energia, sem a
necessidade de se utilizar bombas acionadas por eletricidade.
Numa usina BWR, existe um circuito único, sem geradores de vapor. Um corte
no fornecimento de energia interrompe imediatamente o resfriamento, como
aconteceu na usina de Fukushima Daiichi. Portanto, nessas condições, a usina
PWR apresenta algumas vantagens. No Japão, 50% das usinas são do tipo
PWR e a outra metade é BWR. Vale ressaltar que, na região afetada, não
havia usinas PWR em operação, apenas BWR.
Diante do acidente nuclear no Japão, o Brasil deverá manter o seu
programa nuclear?
O acidente com a central de Fukushima promoveu em todo o mundo novos
estudos, debates e posicionamentos, que, obviamente, estão retardando
eventuais tomadas de decisão sobre novos empreendimentos nucleares, aí
incluído o processo de seleção de novos sítios. Entretanto, as mesmas razões
que levaram o mundo a planejar o aumento da participação nuclear na matriz
internacional de geração de eletricidade ainda estão presentes. Em particular
no Brasil, onde a demanda reprimida de eletricidade é significativa, caso
tenhamos como padrão o nível de consumo de países desenvolvidos, que se
inicia em aproximadamente 5.000 KWh/pessoa/ano, valor este cerca de 100%
superior ao nosso atual patamar de consumo de eletricidade.
Logo, podemos afirmar que o acidente nuclear no Japão não implica elementos
objetivos que possam alterar os rumos atuais do Programa Nuclear Brasileiro,
a não ser a incorporação das lições técnicas que estão sendo aprendidas, que
aperfeiçoarão sua segurança num processo de melhoria contínua.
Com certeza a repercussão desse acidente traz impactos à aceitação pública
da energia nuclear. É justa a preocupação da sociedade, e cabe à
Eletronuclear demonstrar com transparência seus procedimentos e evidenciar
a segurança de suas operações. A experiência advinda desse acidente já está
se traduzindo em aprimoramentos e melhorias de segurança.
Estamos aguardando o lançamento do Plano Nacional de Energia 2050 (PNE
2050), que ainda será lançado pelo Governo Federal. Esse documento vai
estabelecer o planejamento energético brasileiro para as próximas décadas e
dizer qual será a contribuição futura da energia nuclear. A Eletronuclear está
aguardando essa definição para dar continuação ao trabalho de prospecção de
sítios para sediar novas usinas nucleares. Já foi feito um levantamento de 40
áreas aptas em todo o país. O PNE 2050 indicará as áreas prioritárias para que
a empresa possa prosseguir com a escolha dos sítios finalistas.
Quais as lições aprendidas com o acidente nuclear no Japão?
A primeira lição já aprendida pela catástrofe natural do Japão é que as usinas
nucleares são as construções humanas mais bem adaptadas a resistir a
eventos naturais de severidade milenar, como mostram as 8 usinas das
Centrais de Onagawa, Fukushima Daini e Tokai, e de 2 das 6 usinas da Central
de Fukushima Daiichi.
Entretanto, os problemas nas 4 usinas de Fukushima Daiichi indicam ser
necessária a aplicação de critérios de projeto mais rigorosos para os prédios
auxiliares das usinas, similares àqueles aplicados ao prédio do reator.
Essa foi uma recomendação feita pela Comissão Nacional de Energia Nuclear
(CNEN) já em meados de 2010, ou seja, bem antes do acidente no Japão, para
o licenciamento de Angra 3, e que foi prontamente acatada pela Eletronuclear.
Outra lição aprendida é que os critérios de projeto para usinas nucleares
localizadas em áreas de alto risco sísmico, especialmente aquelas em zonas
costeiras sujeitas a tsunamis, devem ser reavaliados e, eventualmente,
reforçados.
Note-se, entretanto, que entre as 438 usinas nucleares em operação no mundo
(novembro de 2014), muito poucas são localizadas em regiões sujeitas a esses
riscos elevados: algumas além das 14 usinas afetadas pela catástrofe atual no
Japão, 2 ou 3 localizadas no Sul da Califórnia (EUA), algumas poucas
localizadas na Bulgária e na Romênia e a usina de Busher, no Irã, esta última
ainda não estando em operação.
A análise técnica profunda do evento está levando a muitas outras lições
aplicáveis a todas as usinas nucleares em operação no mundo, bem como às
71 que se encontram em construção e àquelas centenas que estão em projeto,
aperfeiçoando a segurança num processo de melhoria contínua. Isso acontece
sistematicamente na indústria nuclear quando ocorrem acidentes graves, como
foi no caso dos acidentes de Three Miles Island, em 1979, nos EUA, e de
Chernobyl, na ex-URSS.
As usinas brasileiras correm o risco de sofrer com tsunamis como o
ocorrido no Japão?
Não, pois as usinas brasileiras se encontram em locais de baixo risco sísmico e
não sujeitos a tsunamis, devido às características geológicas de localização de
nosso território. O Brasil está distante das bordas da placa tectônica em que
está localizado e, diferentemente do caso do Japão, a borda da nossa placa
que está sob o oceano se afasta da que lhe está adjacente. Esse fato de as
placas do Oceano Atlântico Sul se afastarem, diferentemente das placas do
Pacífico Norte, que se chocam, torna fisicamente inviável que, mesmo no caso
de um forte terremoto no local, venha a ser formada uma onda tsunami.
As nossas usinas são seguras?
As usinas nucleares brasileiras são projetadas para resistir a esforços
provocados por uma aceleração correspondente a 0,1 vez a aceleração da
gravidade, o que corresponderia a um terremoto de 6,5 na escala Richter, e a
uma onda de 4 metros. Esses valores excedem em muito os piores cenários
que poderiam ocorrer no Brasil e sabe-se, pela experiência japonesa, que as
usinas na prática podem resistir a esforços muitas vezes superiores àqueles
para os quais foram projetadas.
Outro aspecto importante se refere às tecnologias das usinas. As 14 usinas
japonesas localizadas na região afetada pela catástrofe natural são do tipo
BWR, ou seja, Reator à Água Fervente. As usinas brasileiras são do tipo PWR,
ou seja, Reator à Água Pressurizada.
A tecnologia BWR compõe somente 25% da frota mundial de usinas nucleares,
enquanto a PWR corresponde a 60%. O restante da frota é composto por
reatores à água pesada e à grafite, tecnologias cuja aplicação industrial está
em acelerada decadência, sem novas construções em andamento.
Os PWR são dotados de dois circuitos independentes e fisicamente isolados
para resfriamento do reator e geração de vapor. Neles é possível promover o
resfriamento do reator em circulação natural, sem necessidade de bombas, por
algumas horas após uma perda total de alimentação elétrica, que foi o
problema que ocorreu em quatro das 14 usinas afetadas pela catástrofe natural
no Japão.
A excelência da segurança operacional dos PWR é reafirmada pelo fato de ele
ser a opção tecnológica preferencial para a propulsão de submarinos
nucleares, cujos critérios de projeto adotados para atender aos requisitos
operacionais militares são muito mais exigentes.
As marinhas de todos os países que operam ou estão projetando submarinos
nucleares, inclusive o Brasil, adotam a tecnologia PWR. A tecnologia BWR é
totalmente descartada para essa aplicação, que implica submeter a instalação
nuclear a severos carregamentos decorrentes de seu uso em combate naval.
Que medidas de segurança adicionais o Brasil está adotando nas usinas
de Angra após a tragédia no Japão?
Três dias depois do acidente de Fukushima Daiichi, a Eletronuclear criou um
comitê gerencial para analisar as informações sobre a evolução dos
acontecimentos nas usinas japonesas e elaborar um plano de ações para
reavaliar a segurança das usinas da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto.
Em novembro de 2011, o Plano de Resposta a Fukushima foi aprovado pela
Diretoria Executiva da empresa. A sua elaboração tomou por base o Relatório
Preliminar de Avaliação do Acidente ocorrido na central japonesa –
encaminhado à Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN), em agosto de
2011 – e os resultados preliminares das avaliações desenvolvidas pela
indústria nuclear em nível mundial. O programa de reavaliação foi submetido à
CNEN imediatamente após sua aprovação pela Diretoria Executiva.
O Plano compreende três áreas de avaliação, englobando 30 estudos e 28
projetos, a serem desenvolvidos até 2016, com investimentos estimados em
cerca de R$ 300 milhões. Até o final de 2014, a Eletronuclear já investiu R$ 60
milhões.
Áreas Principais de Avaliação
do
PLANO DE RESPOSTA AO ACIDENTE DE FUKUS HIMA
CAPACIDADE DE
RESFRIAMENTO
LIMITAÇÃO DE
CONSEQUÊNCIAS
RADIOLÓGICAS
Foco:
Proteção contra Eventos
com Potencial de Induzir
Falhas Múltiplas nos
Sistemas de Segurança
Foco:
Capacidade de Resfriamento
do Combustível em Condições
Além das Bases de Projeto
Foco:
Limitação das Conseqüências
Radiológicas no Caso de
Acidentes Severos
Objetivo:
Assegurar que os sistemas
de segurança das unidades
sejam preservados em
situações em que eventos
externos ou internos às
instalações possam danificar
ou limitar o funcionamento
de seus equipamentos
Objetivo:
Prover meios alternativos de
resfriamento do núcleo do
reator e das piscinas de
combustível irradiado, para o
caso de situações de falhas
dos sistemas de segurança
além de suas bases de projeto
Objetivo:
Dispor de recursos para
minimizar o risco de perda de
integridade das barreiras de
contenção e de liberação de
materiais radioativos para o
meio externo
PROTEÇÃO CONTRA
EVENTOS DE RISCO
Evolução temporal dos acidentes – Defesa em Profundidade
E como está o andamento desse Plano?
O Plano de Resposta à Fukushima foi implementado pela Eletronuclear ao final
do ano de 2011, e revisado em agosto de 2012 para incorporação dos
resultados das reavaliações de resistência de Angra 1 e Angra 2 (“stress
tests”), desenvolvidas de acordo com as mesmas especificações adotadas
para a reavaliação de segurança das usinas em operação na Europa. Este
Plano abrange:
- reavaliação das ameaças e riscos associados à possibilidade de ocorrência
de desastres naturais na área onde está instalada a Central;
- melhorias nas estruturas, sistemas e equipamentos que compõem a Central
com o objetivo de aumentar as margens de segurança do projeto contra a
possibilidade de ocorrência destes eventos;
- melhorar a infraestrutura da Central para o gerenciamento de situações de
emergência.
Os relatórios de reavaliação foram submetidos e analisados pela CNEN e pelo
Fórum Iberoamericano de Organismos Reguladores Nucleares e os resultados
confrontados com os de usinas similares no exterior.
Os relatórios foram considerados consistentes em suas reavaliações e os
resultados concluíram que as usinas apresentam elevado nível de segurança
para o enfrentamento da ameaça representada pela possibilidade de
ocorrência de desastres naturais.
Na reavaliação da ameaça e dos riscos de desastres naturais, foram
considerados: terremotos, deslizamento de encostas, inundação por chuvas de
grande intensidade, movimentos de mar e ocorrência de tornados.
Para estes estudos, os técnicos da Eletronuclear trabalharam com os mais
conceituados especialistas brasileiros dos principais centros de pesquisa e
universidade do país e com consultores estrangeiros diretamente envolvidos
com a reavaliação de segurança de usinas nucleares no exterior.
No caso de terremotos, os estudos mais detalhados ainda prosseguem, porém
as avaliações desenvolvidas com base nas características do sítio da Central
confirmaram que a região não está sujeita ao risco de terremotos de grande
intensidade. Como parte destes estudos, foram realizadas inspeções de campo
nas instalações de Angra 1 e Angra 2, que concluíram que as usinas têm
capacidade de enfrentar com segurança terremotos de intensidade bem
superior à dos terremotos já registrados no país.
O risco da ocorrência de deslizamento das encostas no entorno da Central foi
reavaliado, concluindo-se que, mesmo em cenários extremos, as instalações
das usinas não seriam atingidas, assegurando a capacidade de desligamento
seguro dos reatores. Mesmo assim, algumas medidas pontuais de reforço das
obras de contenção e de ampliação da monitoração das encostas foram
definidas e a sua implementação já está sendo providenciada.
Os riscos associados à inundação da Central como decorrência de chuvas de
grande intensidade foram reavaliados, considerando dados atualizados de
precipitação na região e modernos métodos de cálculo, concluindo-se que as
barreiras à inundação dos prédios de segurança são adequadas, mesmo
considerando chuvas de intensidade muito superior às máximas já verificadas
não só na região, mas como em todo o Estado do Rio de Janeiro.
Encontram-se em fase de conclusão os estudos de reavaliação da ameaça da
Central ser atingida por ondas de maior magnitude decorrentes de eventos
naturais. Estes estudos consideraram a ocorrência de ondas oceânicas de
grande magnitude na entrada da Baía da Ilha Grande ou a ocorrência de um
furacão no interior da Baía que, no estágio atual, apontam para impactos não
significativos para a Central, podendo levar apenas a medidas de reforço do
molhe de proteção, a serem definidas ao longo do ano em curso.
Estão em fase final de definição as medidas de proteção contra a ocorrência de
tornados, que são medidas pontuais aplicadas a equipamentos específicos
localizados nas áreas externas das usinas.
As melhorias em estruturas, sistemas e equipamentos para aumento das
margens de segurança contra a ocorrência de desastres naturais, definidas no
âmbito do “stress test”, já se encontram em fase de implantação.
Uma parte importante destas melhorias é a previsão da utilização de
equipamentos móveis, como bombas, compressores portáteis e geradores
diesel móveis, para garantir o resfriamento dos reatores no caso dos
equipamentos de segurança da Central serem atingidos pelas consequências
de um desastre natural.
Estes equipamentos já estão disponíveis na Central. As modificações de
projeto para permitir a conexão rápida dos mesmos, em caso de emergência, já
estão sendo implementadas.
Outros projetos estão acrescentando às usinas novos sistemas equipamentos
de segurança, como a instalação de recombinadores catalíticos de hidrogênio
em Angra 1 e em Angra 2, já contratada, que protegem a contenção do reator
em caso de acidentes severos, assegurando o confinamento dos materiais
radioativos no interior do prédio do reator.
Dentre estas medidas, inclui-se ainda a construção de um novo reservatório de
água para situações de emergência, em fase de projeto, capaz de garantir a
disponibilidade de água para o resfriamento do reator mesmo em caso da
Central ser atingida por um desastre natural que impacte os demais
reservatórios existentes.
Na área de melhoria de infraestrutura para o enfrentamento de emergências, a
Eletronuclear tem apoiado a implementação de novas alternativas de
movimentação de pessoal e equipamentos do Plano de Emergência, com a
instalação de trilhas para movimentação por terra em trechos da estrada que
possam ser atingidos por deslizamento de encostas, e ampliação de
atracadouros no entorno da Central para movimentação por mar.
Já foi concluída a avaliação das melhorias a serem introduzidas nos Centros de
Emergência que entrarão agora em fase de projeto.
Os trabalhos que vêm sendo desenvolvidos pela Eletronuclear na aplicação
das lições aprendidas com o acidente na usina de Fukushima têm sido objeto
de avaliação nos programas de inspeção promovidos por organismos
internacionais, como a Agência Internacional de Energia Atômica - AIEA - e
Associação Mundial de Operadores Nucleares – WANO, que têm referendado
a adequação do Plano e das medidas que estão sendo implementadas.
12. PANORAMA DA ENERGIA NUCLEAR NO MUNDO
Quais são as projeções da AIEA quanto ao crescimento da energia
nuclear?
As projeções da AIEA – Agência Internacional de Energia Atômica – quanto ao
futuro da energia nuclear são diferentes por cenário variando de 375 GW (e) de
hoje a 400 GW (e) em 2030, no caso de menor crescimento, e de até 720 GW
para um alto crescimento, ou seja, cerca do dobro da capacidade instalada
atual. Em ambos os casos houve um decréscimo em relação às projeções
anteriores.
É inadmissível que em pleno século 21 ainda tenhamos 20% da população
mundial, cerca de 1,4 bilhão de pessoas, vivendo sem acesso à eletricidade.
Outro bilhão vive com suprimento de baixa qualidade e/ou sem garantia de
fornecimento. Quase metade da população mundial (2,7 bilhões de pessoas)
ainda depende de biomassa (carvão vegetal) para cozinhar ou se aquecer. O
programa da ONU de fornecer eletricidade de qualidade a todas as pessoas
até 2030 (o chamado Energy for All) é indispensável para o atingimento da
meta do milênio da própria organização de erradicar a extrema pobreza, o que
não será factível sem que essa questão esteja solucionada.
Energia é a chave para o planeta e para o modo de vida da Humanidade. Ela
garante os empregos, a segurança, a produção de comida, o transporte e tudo
mais. Sem ela as economias, os países, os ecossistemas etc. não funcionam.
A energia nuclear é a tecnologia de baixa emissão de carbono mais madura
existente, sendo capaz de gerar grandes quantidades de energia para suprir as
necessidades da sociedade em qualidade, quantidade e confiabilidade
necessárias.
Atualmente cerca de 65 países visam a ter fontes energéticas nucleares, e as
potências em expansão querem multiplicar o número de usinas em seu
território. Muitos governos consideram a ampliação internacional da energia
nuclear uma opção à mudança climática e uma alternativa às oscilações do
preço dos produtos energéticos, além de ser uma proteção à incerteza sobre
os combustíveis fósseis, mas a iminente expansão da energia nuclear em todo
o mundo requer que os governos atuem com responsabilidade nessa
empreitada.
A independência energética é fator de segurança e riqueza para os países, e a
energia nuclear, por ser uma fonte de grande porte, operando na de base dos
sistemas, produzida localmente, livre de emissões do efeito estufa, é candidata
a atender a essas condições.
A disponibilidade e a acessibilidade da energia, em especial a elétrica,
tornaram-se indispensáveis para as condições de trabalho da sociedade
moderna. A segurança de suprimento é preocupação de todos os governos
porque ela provê os serviços essenciais para a produção, a comunicação e o
comércio.
A
segurança
energética
está
intrinsecamente
ligada
às
preferências
geopolíticas, às estratégias tecnológicas escolhidas e às orientações das
políticas sociais definidas pelos diversos países. A combinação das condições
de fronteiras, da vizinhança, da localização continental e dos recursos internos
leva a grande diversidade de entendimento do conceito de segurança
energética e também da sustentabilidade.
A implementação de um projeto nuclear sempre levanta questões sobre os
riscos associados tais como a liberação de radiação em condições de rotina
e/ou em caso de acidente; a deposição dos resíduos e a questão da
proliferação de armas nucleares. Essas preocupações necessitam tratamento
adequado, e a sociedade como um todo precisa ser informada em linguagem
clara e simples para que decisões não sejam tomadas em desarmonia com a
sua vontade, ou sob efeito da emoção. Evitar conflitos só é possível quando a
comunicação chega a todos adequadamente.
Relatório
da
Agência
das
Nações
Unidas
para
o
Comércio
e
o
Desenvolvimento (Unctad) confirma a crescente tendência de multinacionais de
se apoiarem em cerca de 3.200 acordos internacionais de investimentos
existentes.
As empresas nucleares dos Estados Unidos e da Europa estão sendo incluídas
nos indicadores de sustentabilidade de Bolsas de Valores como a de Nova
York (Dow Jones Sustainability World Index - DJSI World). Esse indicador é um
altíssimo padrão internacional e qualquer empresa com ações em Bolsa quer
fazer parte dele devido a sua credibilidade e isenção.
Por quanto tempo as reservas de urânio conhecidas poderão abastecer
as usinas nucleares? Que países possuem as maiores reservas?
As fontes de urânio já identificadas são suficientes para suprir de 60 a 100
anos de operação das usinas existentes no mundo e ainda os cenários de
maior expansão previstos até 2035 pela AIEA. A produção mundial tem
aumentado, com o Cazaquistão sendo um dos maiores produtores.
As reservas conhecidas estão atualmente em mais de 5 milhões de toneladas.
Dados de Agosto de 2012- WNA
País
toneladas U
%
1,661,000
31%
Kazakhstan
629
12%
Russia
Canada
Niger
South Africa
Brazil
Namibia
USA
China
Ukraine
Uzbekistan
Mongolia
Jordan
other
487,2
468,7
421
279,1
276,7
261
207,4
166,1
119,6
96,2
55,7
33,8
164
9%
9%
8%
5%
5%
5%
4%
3%
2%
2%
1%
1%
3%
Austrália
World total
5,327,200
Qual a participação da energia nuclear no mercado mundial?
De acordo com o relatório Energy, Electricity and Nuclear Power estimates for
the Period up to 2050, publicado pela AIEA (Agência Internacional de Energia
Atômica) em agosto de 2013, os reatores nucleares foram responsáveis por
12,3% da produção de energia elétrica no mundo. Isso coloca a energia
nuclear como a quarta maior fonte, atrás do carvão, dos combustíveis líquidos
e do gás natural.
Qual é a capacidade instalada mundial por fonte nuclear?
375,504 GW(e) (Fonte: AIEA – novembro de 2014)
Como estão distribuídos, no mundo, os reatores nucleares?
Conforme dados da Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA), em
novembro de 2014, existiam em operação 438 reatores comerciais em 31
países, nos quais vivem ⅔ da população mundial. Entre os maiores parques
geradores, destacam-se os Estados Unidos, com 100 unidades, a França, com
58 reatores, e o Japão, com 48.
Numero de Reatores
Operacionais Junho
2014
Numero de
Reatores em
Construção
Junho 2014
ARGENTINA
3
1
ARMENIA
1
0
BELARUS
BELGIUM
0
7
2
0
BRAZIL
2
1
BULGARIA
2
0
CANADA
19
0
CHINA
23
26
CZECH REPUBLIC
6
0
FINLAND
4
1
FRANCE
58
1
GERMANY
9
0
HUNGARY
4
0
INDIA
21
6
IRAN, ISLAMIC
REPUBLIC OF
1
0
ITALIA
JAPAN
0
0
48
2
KOREA, REPUBLIC OF
23
5
MEXICO
2
0
NETHERLANDS
1
0
PAKISTAN
3
2
País
ROMANIA
2
0
RUSSIA
33
10
SLOVAKIA
4
2
SLOVENIA
1
0
SOUTH AFRICA
2
0
SPAIN
8
0
SWEDEN
10
0
SWITZERLAND
5
0
TAIWAN, CHINA
6
2
UKRAINE
UNITED ARAB
EMIRATES
UNITED KINGDOM
15
0
2
16
0
UNITED STATES OF
AMERICA
Total
100
5
438
71
3
Como estão distribuídos, no mundo, os reatores do tipo PWR utilizados
nas Usinas Angra 1 e Angra 2?
Segundo dados da AIEA (Junho 2014), existem atualmente 274 reatores em
operação do tipo PWR com capacidade líquida total de 254.110 MW, o que
corresponde a cerca de 63% da capacidade instalada mundial por fonte
nuclear.
OPERATIONAL REACTORS
Numbers of reactors
FBR
LW GR
GCR
PHW R
BW R
PW R
0
50
100
150
200
250
300
Quantos reatores nucleares estão em construção no mundo?
Atualmente estão em construção 71 reatores (capacidade total de 68.136 MW),
em 15 países (ou 16, caso considere-se Taiwan em separado da China).
Dos reatores em construção, quantos são do tipo PWR?
Do total de 71 reatores em construção, 60 (84,50%) são do tipo PWR.
Fonte AIEA novembro de 2014
Numbers of reactors
HTGR
FBR
BWR
PHWR
PWR
0
10
20
30
40
50
60
70
Tipo
do
reator
Número
de
reatores
Nome descritivo do Reator
PWR
Pressurized Light-Water-Moderated and Cooled
Reactor
PHWR
Capacidad
e elétrica
total [MW]
60
57915
Pressurized Heavy-Water-Moderated and Cooled
Reactor
4
4088
HTGR
High-Temperature Gas-Cooled Reactor
1
681
FBR
Fast Breeder Reactor
2
2044
BWR
Boiling Light-Water-Cooled and Moderated Reactor
4
3406
71
68136
Total
Quais os países que mais dependem da energia nuclear dentro de sua
matriz energética?
Fonte AIEA Junho 2014
Participação Nuclear de Geração de Eletricidade in 2013
País
FRANCE
BELGIUM
SLOVAKIA
HUNGARY
UKRAINE
SWEDEN
SWITZERLAND
CZECH
REPUBLIC
SLOVENIA
FINLAND
BULGARIA
ARMENIA
KOREA,
REPUBLIC OF
ROMANIA
SPAIN
UNITED STATES
OF AMERICA
TAIWAN, CHINA
UNITED
KINGDOM
RUSSIA
CANADA
GERMANY
SOUTH AFRICA
Numero
de
Reatores
Capacidade
Total líquida
[MW] - 2013
Capacidade
Total suprida
[GW.h] - 2013
Participação
Nuclear 2013
[%]
58
7
4
4
15
10
5
63130
5927
1.815
1.889
13.107
9.474
3.308
405.898,51
40.631,96
14.623,63
14.537,51
78.166,16
63.723,40
24.991,83
73,3
52,1
51,7
50,7
43,6
42,7
36,4
6
3884
29.005,37
35,9
1
4
2
1
688
2752
1906
375
5.036,47
22.673,00
13.316,11
2.167,63
33,6
33,3
30,7
29,2
23
20.721
132.465,24
27,6
2
8
1.300
7.567
10.695,75
54.313,20
19,8
19,7
100
99.081
790.186,82
19,4
6
5032
39.820,26
19,1
16
9.243
64.132,52
18,3
33
19
9
2
23.643
13500
12.068
1.860
161.718,08
94.290,49
92.141,57
13.640,61
17,5
16
15,4
5,7
MEXICO
ARGENTINA
PAKISTAN
INDIA
BRAZIL
NETHERLANDS
CHINA
JAPAN
IRAN, ISLAMIC
REPUBLIC OF
2
2
3
21
2
1
20
48
1.330
935
690
5.308
1884
482
15977
42.388
11.377,14
5.735,22
4.370,93
30.008,52
13.780,06
2.736,93
104.837,88
13.947,00
4,6
4,4
4,4
3,5
2,8
2,8
2,1
1,7
1
915
3.893,67
1,5
Participação Nuclear de Geração de Eletricidade in 2013
Quais os países que mais contribuem com energia nuclear na matriz
energética mundial? E o Brasil, com quanto contribui?
País
Capacidade
Total suprida
[GW.h] - 2013
Contribuição [%] 2013
UNITED STATES OF AMERICA
790.186,82
FRANCE
405.898,51
17,21
RUSSIA
161.718,08
6,86
KOREA, REPUBLIC OF
132.465,24
5,62
CHINA
104.837,88
4,44
33,50
CANADA
94.290,49
4,00
GERMANY
92.141,57
3,91
UKRAINE
78.166,16
3,31
UNITED KINGDOM
64.132,52
2,72
SWEDEN
63.723,40
2,70
SPAIN
54.313,20
2,30
BELGIUM
40.631,96
1,72
TAIWAN, CHINA
39.820,26
1,69
INDIA
30.008,52
1,27
CZECH REPUBLIC
29.005,37
SWITZERLAND
24.991,83
1,23
1,06
FINLAND
22.673,00
0,96
SLOVAKIA
14.623,63
0,62
HUNGARY
14.537,51
0,62
JAPAN
13.947,00
0,59
BRAZIL
13.780,06
0,58
SOUTH AFRICA
13.640,61
0,58
BULGARIA
13.316,11
0,56
MEXICO
11.377,14
0,48
ROMANIA
10.695,75
0,45
ARGENTINA
5.735,22
0,24
SLOVENIA
5.036,47
0,21
PAKISTAN
4.370,93
0,19
IRAN, ISLAMIC REPUBLIC OF
NETHERLANDS
3.893,67
2.736,93
0,17
0,12
ARMENIA
2.167,63
0,09
Em 2013, os Estados Unidos foram o país que mais gerou energia por fonte
nuclear, sendo responsável por 33,5% da produção total desse tipo de energia
no mundo. Também se destacaram: França (17,21%), Rússia (6,86%), Coreia
do Sul (5,62%), China + Taiwan (6,09%), Canadá (4%), Alemanha (3,91%), e
Ucrânia (3,31%). O Brasil foi responsável por 0,58% da geração de energia por
fonte nuclear no mundo. Os países com menor geração representaram, juntos,
21,16%.
As 100 usinas nucleares americanas que estavam em operação em 2013
produziram um total de 790.186 GWh. A França atingiu 405.898 GWh,
enquanto no Japão a produção foi de 13.947 GWh. A queda de produção no
Japão deveu-se ao desligamento para testes de quase todo o seu parque
gerador. A Alemanha produziu 92.141,57GWh.
Qual a situação atual da energia nuclear em alguns países?
Distribuição dos Reatores em operação no Mundo - AIEA 2014
A - Américas
Estados Unidos
País
Estados Unidos
capacidade
|Usinas
Capacidade Usinas em
em
em
atual (MW) Construção Construção
Operação
(MW)
100
99.081
5
5.633
Energia
Gerada 2013
(TWH)
% do total
Gerado em
2013
790,186
19,4
Os Estados Unidos são o proprietário do maior parque nuclear do mundo, com
100 usinas em operação (65 PWRs e 35 BWRs), que correspondem a uma
capacidade instalada de 100 GW e que produziram, em 2013, cerca de 790
TWh(e). Esse valor correspondeu a mais de 33,5% de toda a energia nuclear
no mundo e a 19,4% da energia líquida do país. Esse valor é, ainda, cerca de
70% da energia elétrica gerada sem a produção de gases de efeito estufa.
A capacidade instalada bruta se reduziu em 2013 (junho) para 99.081 MW,
devido ao fechamento de 4 centrais (Kewaunee em Wisconsin; Crystal River-3
na Florida e San Onofre 2 e 3 na Southern California) devido às condições
econômicas das usinas (não seria econômico remodelá-las) e da região onde
estão instaladas (o consumo não cresceu como esperado). A retomada da
construção da usina Watts Bar-2 no Tennessee (PWR 1.160 MW) hoje
emprega 3.300 trabalhadores da TVA Co. (Tennessee Valley Authority
Company). O projeto experimentou aumento de custos e atrasos de
cronograma, mas a entrega do combustível nuclear de fornecimento
Westinghouse já foi autorizada pelo NRC e o início de operação está previsto
para 2015.
Houve nos últimos anos um grande aumento de capacidade instalada nos EUA
devido à ampliação da capacidade das usinas que chegou, em 2013, a mais de
6.500 MW, ainda que nenhuma nova unidade tivesse sido construída. Isso
representa mais de 4 vezes a futura Angra 3 (1.405 MW) em construção no
Brasil. Nesse processo, algumas usinas chegaram a aumentar sua potência em
várias ocasiões diferentes, já tendo sido analisadas 143 solicitações. Ainda
estão pendentes de análise outras 17 solicitações (1.247 MW) e outras 15
poderão acrescentar 1.160 MW ao sistema até 2016, conforme informou o
NRC (Nuclear Regulatory Conmission).
Cita-se também o programa para a escolha de novos sítios para a localização
de usinas nucleares nos Estados Unidos (Nuclear Power 2010). Nesse
contexto, existem 30 usinas novas em processo de licenciamento com suas
COL (Construction and Operation License) em avaliação pelo órgão licenciador
– o NRC.
Outro fato relevante a ser citado é o aumento da vida útil das usinas, que está
sendo estendida para 60 anos. Neste caso, já são 73 unidades com vida útil
ampliada, equivalente a 66.735 MW funcionando por mais vinte anos, sem os
custos de capital para a construção. Existem, ainda, 18 usinas em processo de
ampliação de vida no NRC – Nuclear Regulatory Commission, e outras 9 que
já iniciaram o processo, mas não ainda não concluíram o envio de toda a
documentação necessária. Sob este ponto de vista, nos últimos 10 anos os
americanos acrescentaram uma capacidade equivalente a mais de 30 novos
reatores grandes operando por 40 anos.
http://www.nrc.gov/reactors/operating/list-power-reactor-units.html
Em 18 de agosto de 2011, a diretoria da TVA aprovou a retomada da
construção da unidade 1 (1260 MW - PWR) da Central Bellefonte no estado do
Alabama. A construção dos reatores Bellefonte foi suspensa nos anos 1980,
quando a unidade 1 estava a 90% completo e unidade 2 em 58% completo.
Atualmente não há um cronograma válido para colocar as usinas em
operação.
Localização e idade aproximada das usinas nucleares americanas em operação (Fonte US NRC)
Outra preocupação americana é com o combustível para o seu parque. Nesse
sentido, o NRC autorizou a operação, desde junho 2010, das novas cascatas
na fábrica da Urenco no Novo México. Esse é o primeiro enriquecimento
americano pelo processo de centrifugação a gás. Está previsto também o uso
de combustível óxido misto de urânio e plutônio, retirado de ogivas nucleares
desativadas (existem cerca de sete toneladas de plutônio disponíveis para tal
fim), e testes estão em andamento na usina Browns Ferry, que recebeu
subsídio do Departamento de Energia americano (DoE) para usar esse material
em suas usinas de potência. Em 2012, 84% do urânio estrangeiro fornecido
veio do Canadá, Rússia, Austrália, Cazaquistão e Namíbia. O resto veio do
Uzbequistão, Níger, África do Sul, Brasil, China, Malawi, e na Ucrânia, afirmou
a EIA (Eletronic Industries Alliance). Também de 2012, um total de 52 milhões
de quilos de hexafluoreto de urânio (UF6) foi entregue aos enriquecedores na
China, França, Alemanha, Holanda, Rússia, Reino Unido e Estados Unidos.
Enriquecedores nos Estados Unidos receberam 62% das remessas, e os 38%
restantes foram para enriquecedores de outros países
O governo americano tem um plano de aumento da participação nuclear até
2020. O plano prevê garantias de empréstimos no valor de US$ 50 bilhões, que
se seguem ao compromisso assumido pelo presidente Obama, que pediu ao
Congresso que aprove uma ampla lei sobre geração de energia e mudança
climática (com as emissões de gases causadores do efeito estufa caindo 28%
até 2020), com incentivos para que a energia limpa se torne lucrativa.
Resíduos Nucleares
Os Estados Unidos têm previsão de um repositório definitivo de grande porte
para a deposição de rejeitos radioativos de alta atividade que atenderiam,
além da guarda do combustível usado nas usinas de geração de energia
elétrica, todo o combustível usado pelos reatores dos submarinos, porta
aviões, e de qualquer outra instalação civil ou militar com reatores nucleares.
Esse repositório seria em Yucca Mountain, Nevada. Em 2010, o NRC decidiu
abandonar o projeto (após gastos mais de 9 bilhões de dólares). O NRC já
definiu que tais resíduos podem ser armazenados com segurança no próprio
sitio das centrais por pelo menos mais 60 anos após o término da vida útil da
usina. Em agosto de 2013, a Corte de Apelações do Distrito de Columbia
ordenou que o NRC retomasse a revisão do pedido de licença para construir e
operar o depósito de resíduos nucleares no sítio de Yucca Mountain, conforme
solicitação do DoE. Com isto continua pendente a decisão de como e quando
o país resolverá a questão dos seus resíduos nucleares. A política
governamental
americana
pode
estar
se
encaminhando
para
o
reprocessamento do material irradiado.
O acidente de Fukushima parece não ter afetado muito os ânimos nos EUA,
indo apenas até as revisões de segurança que todos os países estão
realizando. Pesquisas de opinião entre os residentes próximos a centrais
continuam muito favoráveis (80% a favor das centrais nucleares). Na
população em geral, 67% dos americanos dizem que a segurança das usinas
nucleares do país é alta.
O presidente do Nuclear Energy Institute, Marvin Fertel, divulgou estudos nos
quais não há perspectiva de aumento maior de custos para novas usinas nos
Estados Unidos em razão de Fukushima, uma vez que condicionantes
derivadas do ataque terrorista de 11 de setembro de 2001 já haviam trazido
modificações de segurança para essa indústria, que teve de instalar barreiras e
modificações físicas variadas.
Canadá
A capacidade instalada nuclear total do país até 2013 foi de 13.500 MW. As
demais fontes são hidráulica, térmica, nuclear, além de outras como eólica,
biomassa, biogás e solar. O Canadá tem 19 usinas nucleares em operação (17
delas em Ontário) que produziram 96,97TWh ou 16% da energia elétrica do
país em 2013. Todos os reatores são do tipo PHWR - Pressurized Heavy Water
Reactor (CANDU).
Em setembro de 2012, seguindo processo de reforma e reconexão da central
Bruce (4 unidades PHWR), foi religada a usina Bruce 2 (772 MW), que estava
fechada desde 1995. As unidades 3 e 4 (730 MW cada) foram religadas em
2004 e 2003, respectivamente, e a unidade 1 (772 MW) retornou em 2012. A
usina Point Lepreau também estava sendo reformada e em outubro foi
reconectada à rede.
O plano de energia de longa duração publicado em novembro de 2010 prevê
pelo menos duas novas nucleares (capacidade total de 2.000 MW) na região
de Ontário (em Darlington, onde já existem outras 4 usinas) e a reforma de
outras 10 até 2020.
Em 2013 a empresa Alstom foi selecionada para a reforma dos 4 geradores de
vapor das turbinas da central de Darlington (4x900 MW), em Ontario que
pertencem à Ontario Power Generation (OPG). Esses serviços são de longa
duração e o custo aproximado será de 265 milhões de euros (340 milhões de
dólares). As atividades compreenderão reforma de turbinas, geradores, e
equipamentos auxiliares associados. O cronograma prevê que os trabalhos
comecem na parada de manutenção no outono de 2016, e a conclusão das
atividades é esperada para 2024. Este é um dos maiores projetos de
infraestrutura do Canada e facilitará o aumento da vida útil da central.
A Atomic Energy of Canada Limited (AECL) desenvolveu um reator Candu
Avançado (geração 3), cujo projeto utiliza urânio enriquecido ou tório, mas para
o qual ainda não há unidades construídas.
O país possui projeto próprio de reatores (Candu) parcialmente suportado pelo
governo que, em maio de 2010, decidiu se afastar do negócio, após ter
aportado quase dois bilhões de dólares desde 2006 na empresa AECL, no
desenvolvimento da nova geração Candu. Essa decisão se deve à dimensão
da divisão de reatores da AECL, que não é grande o suficiente para concorrer
no mercado com gigantes do porte da Areva ou da Toshiba e da General
Electric.
Especialistas garantiam que, sem a participação do governo canadense, seria
difícil a sobrevivência da tecnologia Candu, mas, em junho de 2011, o SNC
Lavalin Group assinou acordo de compra da participação do governo na divisão
de reatores da AECL.
De vital importância no Canadá e no mundo é o National Research Universal
Reactor - NRU, reator operado pela Atomic Energy of Canada Ltd - AECL, que
produzia a metade dos isótopos médicos no mundo. Esse reator enfrentou
problemas de manutenção, tendo sido fechado em 14 de maio de 2009, devido
a falhas elétricas e vazamento de água pesada.
Foram necessários 15 meses de correções e manutenção. Em 17 de agosto de
2010, após os reparos, o órgão regulador autorizou o retorno ao serviço do
reator e o reinício da produção de radioisótopos em nível mundial. Em outubro
de 2011, esse reator, que produz também materiais de pesquisa nuclear
usando nêutrons, recebeu autorização para continuar sua produção de
radioisótopos até 2016. Este é o mais antigo do mundo e se encontra em
operação desde 1953.
Resíduos Nucleares
O Canadá prevê depósito geológico profundo – Deep Geologic Repository
(DGR), para resíduos nucleares de baixa e média radioatividades. Os trabalhos
de preparação do sítio, construção e operação estão propostos para a região
de Tiverton, próximo ao sítio da Central Bruce. Esse depósito deverá atender a
todas as usinas das centrais de Bruce, Pickering e Darlington.
Em 2007, após estudar as opções, o governo canadense decidiu que todo o
seu combustível irradiado seria selado em contêineres seguros e guardado em
depósitos subterrâneos rochosos para uso no futuro. Essas instalações serão
um megaprojeto com previsão de gastos da ordem de 20 bilhões de dólares,
numa área de 10 hectares na superfície e galerias a 500 metros de
profundidade.
Oito comunidades expressaram interesse, sendo três nas regiões de
Saskatchewan (Pinehouse, Patuanak e Creighton) e cinco em Ontário. Essas
comunidades estão no período de aprendizado sobre resíduo nuclear, o que
poderá ser um legado para as futuras gerações com as novas tecnologias
nucleares para recuperar e reciclar combustível que se espera desenvolver nos
próximos 100 anos.
O órgão regulador do Canadá – Canadian Nuclear Safety Commission (CNSC)
– criou um plano de ação para todos os operadores de quaisquer instalações
nucleares do país para que revisem suas posturas e critérios de segurança, à
luz dos eventos de Fukushima, com ênfase em defesa em profundidade e
mecanismos de prevenção e mitigação de consequências de eventos adversos
e severos em geral. No plano, os riscos externos, tais como eventos sísmicos,
enchentes, incêndios, furacões, etc., devem ser considerados e planos de
emergência, atualizados.
Após o desastre de março de 2011 em Fukushima, a empresa CAMECO
CORP, fabricante de combustível nuclear, diminuiu sua previsão de demanda
para este ano, visto que 17% de suas vendas se destinam ao Japão. Apesar
disso, a longo prazo, o país não espera queda maior nas vendas. As
exportações que já estavam contratadas pelo Japão serão direcionadas a
outros países.
Em agosto de 2011 um estudo independente do governo canadense concluiu
que a construção de até 4 novos reatores no sítio da central de Darlington não
causaria impacto ambiental adverso na região. A decisão do governo sobre a
central é aguardada.
México
País
México
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
atual (MW) Construção
Operação
(MW)
2013 (TWh)
2
1640
0
0
% do total
Gerado em
2013
11,38
4,6
O México possui uma central nuclear com duas usinas em operação (Laguna
Verde 1 e 2, do tipo BWR, 820 MW cada) localizadas em Vera Cruz. A
produção de eletricidade, em 2013, foi de 11,38 TWh ou 4,6% da energia
elétrica do país.
O proprietário e operador da central é a empresa estatal Comision Federal de
Electricidad (CFE), que tem o domínio (cerca de ⅔) da capacidade instalada no
sistema elétrico mexicano, inclusive a transmissão e parte da distribuição.
Em 2010 terminaram os trabalhos de aumento de potência em 20% (aumento
de 130 MW em cada usina). O país tem planos de construir mais usinas nos
próximos anos, sendo que a primeira deverá estar na rede em 2021. As usinas
(estão previstas dez) deverão ter entre 1.300 MW e 1.600 MW, com tecnologia
a decidir. O país tem ainda reatores de pesquisa e assinou acordos de
cooperação com o Canadá na área de pesquisa e desenvolvimento.
Todo o combustível nuclear no México é propriedade do governo, que também
é responsável pela gestão dos resíduos. No caso da central Laguna Verde eles
estão guardados no próprio sítio das usinas.
O secretário mexicano de Energia, José Antonio Meade; o governador do
estado de Veracruz (onde se localizam Laguna Verde 1 e 2), Javier Duarte; e
os representantes da Comisión Federal de Electricidad, juntos com os técnicos
da Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardas (CNSNS),
realizaram uma inspeção geral nas duas usinas mexicanas. Em relatório
garantiram que as condições de operação da central não inspiram maiores
cuidados e que a energia nuclear no México tem futuro, mesmo não se
pretendendo construir nova central imediatamente.
Segundo o secretário, a tecnologia nuclear funciona muito bem no México,
mesmo com o histórico de terremotos do país, que, ele argumenta, tem
soluções técnicas viáveis, lembrando ser mais difícil lidar com as questões sob
a perspectiva política do tema. O Congresso mexicano apoia a tecnologia em
níveis variados, dependendo do partido político.
Argentina
A Argentina possui 3 usinas nucleares em operação (Atucha 1- PHWR, 335
MW, Atucha 2 - PHWR, 692 MW e Embalse PHWR, 600 MW. Está em
construção o reator CAREM25 (PWR25MW).
O PHWR Embalse é de fornecimento do Canadá (reator Candu) e os Atucha 1
e Atucha 2 são de fornecimento da Alemanha (KWU/Siemens e sucessoras).
As obras de Atucha 2 começaram em 1981, foram paralisadas e retomadas
em 2006. A construção terminou em setembro de 2011 e a usina ficou em fase
de testes pré-operacionais até o segundo trimestre de 2014.
O reator
CAREM25 - Central Argentina de Elementos Modulares – é um protótipo de
reator de design argentino proposto pela empresa de tecnologia INVAP, e
poderá ser usado como gerador de eletricidade (25 MWe), reator de pesquisa
com até 100MWt ou dessalinizador com potência até 8 MWe em cogeração.
O país possui, ainda, cinco reatores de pesquisa (RA0; RA1; RA3; RA4; RA6)
destinados a aplicações, treinamento de mão de obra, irradiação de materiais
e produção de radioisótopos. A Argentina tem ainda o projeto do RA-10
(30MW), que irá repor o RA3 (de 1967), além de produzir radioisótopos, com
previsão de operação em 2018.
A produção de eletricidade de fonte nuclear na Argentina vem caindo nos
últimos anos em consequência do fraco desempenho da mais antiga das
usinas do país, Atucha 1, cujo futuro é incerto quanto à ampliação de vida útil .
O governo da Argentina assinou em agosto de 2011 contrato com o Canadá
(SNSLavalin – Candu Energy) para as atividades de ampliação de vida em
mais 30 anos da usina Embalse, que começou a operação comercial em
janeiro de 1984. São 7 contratos no valor de 444 milhões de dólares (US$ 240
milhões financiados pela Corporação Andina de Fomento – CAF) que
compreendem transferência da tecnologia canadense e desenvolvimento da
indústria local para fabricação de componentes nucleares. O custo total do
projeto é de US$ 1.366 milhões (sendo que a diferença será gasta com
contratações no mercado argentino. Pretende-se ainda aumentar a capacidade
de geração da usina. Nessa linha, em agosto de 2010, foi contratado junto à
empresa canadense L-3 Mapps) um simulador de escopo total para Embalse,
já objetivando o aumento de vida útil. Os operadores de Embalse são treinados
no simulador da Hidro-Quebec na Central Nuclear de Gentille-2, no Canadá. E
os de Atucha 1 recebem treinamento no simulador da Eletronuclear em
Mambucaba – Paraty.
Além disso, o país, antes de começar uma concorrência internacional, está em
conversações com vários fornecedores (Canadá, França, Rússia, Japão e
EUA) para a definição da tecnologia e/ou dos prazos de mais dois reatores de
geração elétrica, sendo um deles provavelmente no sítio de Atucha.
Há também a previsão de construção de submarino de propulsão nuclear,
conforme informou a ministra da Defesa, Nilda Garré, em junho de 2010,
usando essa mesma tecnologia que poderia operar já em 2015 (5 anos antes
do projeto brasileiro). A política de diversificação energética empreendida pelo
país reduziu fortemente a dependência de petróleo que existia nos anos 1970,
caindo de 93% para 42% em 1994 e estando atualmente em torno de 52%.
O acidente japonês e suas consequências estão sendo cuidadosamente
analisados e comparados aos projetos de centrais na Argentina como parte do
processo de melhora contínua das mesmas, conforme informa a Autoridad
Regulatoria
Nuclear Argentina (ARN), que
poderá incorporar alguma
modificação que considere pertinente. Devido à sua localização, as usinas do
país não estão sujeitas aos eventos do Japão, segundo a ARN.
Em agosto de 2011 o governo da Argentina assinou contrato com o Canadá
(SNS-Lavalin – Candu Energy) para as atividades de ampliação de vida em
mais 30 anos da usina Embalse.
Em maio de 2013 foi assinado o acordo entre Argentina (INVAP) e Brasil
(CNEN) para o fornecimento de engenharia básica para o RMB (reator multi
propósito brasileiro). O reator será similar ao OPAL instalado pelos argentinos
na Austrália.
Brasil
País
Brasil
Usinas
Usinas Capacidad Energia
Capacida
% do total
em
em
e em
Gerada
de atual
Gerado
Operaç
Constru Construçã
2013
(MW)
em 2013
ão
ção
o (MW)
(TWh)
2
1.990
1
1.405
14,640
2,78
O Brasil é o décimo consumidor mundial de energia e a sétima economia em
termos de Produto Interno Bruto, sendo o segundo não pertencente à OECD
(Organisation for Economic Co-operation and Development), atrás apenas da
China.
O Brasil tem duas usinas nucleares em operação (Angra 1 – PWR, 640 MW e
Angra 2 PWR, 1.350 MW) cuja produção de eletricidade, em 2014, foi de
15,433 TWh ou 2,87% da energia elétrica do país, e uma usina em construção
(Angra 3 PWR, 1.405 MW) com obras iniciadas em 2010, após ampla
negociação com a Prefeitura de Angra dos Reis com respeito à licença de uso
do solo e às compensações ambientais e sociais, cujo montante de
investimentos chega a 317 milhões de reais. A conclusão esta prevista para
2018.
O Brasil é eminentemente abastecido por energia hidrelétrica (72,97% advinda
dessa fonte em 2014). Espera-se um forte crescimento econômico até 2030,
da mesma forma, grande aumento do consumo de energia elétrica. Os planos
de expansão da matriz elétrica brasileira (conforme dados da Empresa de
Pesquisa Energética - EPE) preveem, além da construção de usinas com
outras fontes de combustível, a construção de 4 a 8 usinas nucleares num
horizonte até 2030, localizadas no nordeste e no sudeste do país. Definições
de sítios, tipos de reator e outras questões estão em estudo no país através da
Eletrobras Eletronuclear e da EPE.
Em termos de combustível no Brasil, as estimativas das reservas de Santa
Quitéria (Ceará) chegam a 142,5 mil toneladas de urânio. O país tem ainda em
produção a mina de Caetité (Bahia) que está ampliando a produção.
Prospectar o território é o desafio que ainda precisa ser vencido, mas as
expectativas são promissoras.
O Brasil tem ainda quatro reatores de pesquisa, dois em São Paulo, um em
Minas Gerais e um no Rio de Janeiro. O maior deles é usado para produzir
radioisótopos, que são usados na indústria e na medicina. Dentre as diversas
aplicações médicas desses elementos, destacam-se os marcadores em
exames diagnósticos e os para tratamento de tumores.
O Brasil não é autossuficiente em radiofármacos, importando parte do que
necessita principalmente o molibdênio-99. O fornecimento hoje é incerto, com
apenas três produtores principais: Canadá, Holanda e África do Sul. A
Argentina também pode ser fornecedor do material para o Brasil, podendo
chegar a 30% do necessário. O Reator Multipropósito Brasileiro-RMB, cujo
projeto se encontra em fase de concepção e que ficará localizado em Iperó, ao
lado do Centro Experimental Aramar, conforme a CNEN, será uma solução
para este problema.
O Brasil e a Argentina em 2011 resolveram ampliar seu acordo de cooperação
nuclear, assinado em 2008, para a construção de dois reatores de pesquisa.
Esses reatores serão tipo multipropósito e serão usados para a produção de
radioisótopos, testes de irradiação de combustíveis e materiais e pesquisas de
nêutrons.
Em julho 2012 foi iniciado o projeto básico de engenharia do Submarino com
Propulsão Nuclear Brasileiro – SN BR. Este projeto básico deve levar três
anos após o qual se inicia a fase do projeto detalhado, simultaneamente com a
construção do submarino, em 2016, no estaleiro da Marinha que está sendo
construído em Itaguaí (RJ). O contrato chega a 21 bilhões de reais. A
conclusão da construção do primeiro SNBR está previsto para 2020.
O governo brasileiro aprovou em agosto de 2012 a criação da empresa estatal
Amazônia Azul – AMAZUL destinada a promover, desenvolver, absorver,
transferir e manter as tecnologias necessárias ao programa nuclear e as
atividades relacionadas aos trabalhos da Marinha quanto a propulsão do
submarino nuclear. A AMAZUL também deverá ajudar a criar novas empresas
para o setor nuclear oferecendo assistência técnica se necessária.
Com relação ao acidente de Fukushima, o governo brasileiro agiu de forma
cautelosa
frente
ao
acidente,
evitando
posições
precipitadas,
tendo
determinado que análises técnicas pertinentes fossem executadas para
verificação de riscos aos quais as usinas pudessem estar submetidas em caso
de acidente severo. Como todos os demais países, o Brasil está estudando os
eventos e acompanhando possíveis recomendações advindas dos testes de
estresse que estão em andamento em todas as centrais no mundo,
principalmente na Europa, além de realizar suas próprias verificações e
estudos.
Com base nos conhecimentos atuais, um evento similar ao japonês não
poderia ocorrer no Brasil, porque o país está distante das bordas da placa
tectônica que o abriga. As placas do Atlântico Sul se afastam, enquanto as do
Japão se chocam, e o tipo de sismo do Atlântico Sul não provoca tsunamis.
Chile
O Chile importa 70% de sua energia sendo a maior parte produzida por
hidrocarbonetos. O país não possui reatores nucleares de potência, mas tem
dois reatores de pesquisa. O país tem desenvolvido estudos para verificar a
possibilidade de construir uma usina de geração de energia e está cooperando
com a AIEA em programas de autoavaliação para se preparar para as novas
construções.
Em fevereiro de 2011 foi assinado acordo de cooperação nuclear com a França
com foco em treinamento nuclear dos cientistas e profissionais chilenos,
incluindo projeto, construção e operação de centrais nucleares de potência. O
acordo também inclui mineração de urânio para suprir os reatores franceses.
O Ministro de Minas e Energia chileno, Laurence Golborne, atesta que o Chile
dobrará sua necessidade de energia nos próximos 12 anos. O país vem
tentando equilibrar suas fontes de energia que nos anos noventa era baseada
em hidroeletricidade. Estas fontes precisam ser diversificadas devido,
principalmente, às secas ocorridas nos últimos anos (reservatórios vazios) que
gerou instabilidade de suprimento de energia elétrica. A solução do gás natural
não atendeu a esta necessidade e o país está se voltando para a energia
nuclear.
Após o acidente de março no Japão, o Chile não mudou de opinião sobre a
energia nuclear e vem demonstrando através de seu presidente - Sebastián
Piñera que energia nuclear e terremotos não são excludentes. Esta posição do
governo se deve a preocupação forte com a escassez de energia no país e a
experiência acumulada com a operação de 2 reatores de pesquisa (desde os
anos 70) que são usados para estudos médicos. Tais reatores resistiram aos
fortes terremotos que já assolaram o país. Novos estudos em energia nuclear
estão em andamento. A maioria da população chilena não apoia esta posição.
Venezuela
A Venezuela não possui centrais nucleares, mas o campo nuclear não é
completamente
desconhecido
pelo
país.
O
Instituto
Venezolano
de
Investigaciones Científicas, IVIC operou um reator de pesquisa de 3MWt de
1964 até 1994 para a produção de radioisótopos para a indústria, medicina e
agricultura.
Em Novembro de 2010 a Assembleia Nacional do País ratificou um acordo de
cooperação com a Rússia para trabalhar um reator de pesquisa e um reator de
potência. O acordo prevê o desenvolvimento de pessoal com treinamentos em
segurança, proteção ambiental, regulação, proteção radiológica e de
salvaguardas, mas por hora o país não demonstra outros interesses na energia
nuclear.
B – Europa
A energia nuclear representa 30% da eletricidade suprida na União Europeia
como um todo. A política nuclear difere de país para país e em alguns (ex.
Áustria, Irlanda, Estônia) não há nenhuma usina de geração em operação. Em
comparação, a França tem grande número de usinas em 19 sítios diferentes. A
Europa não tem fontes significativas de urânio e 80% do combustível de
alimentação das plantas europeias vêm da Rússia, Cazaquistão, Canadá,
Austrália e Níger. A União Europeia importa 40% do combustível nuclear que
consome e 95% do urânio necessário para a produção de combustível.
A Europa tem 196 reatores nucleares em operação em 14 países e muitos
deles estão buscando a extensão de suas vidas úteis. Existem 19 novos
reatores em construção no continente.
Após o acidente de Fukushima, a União Europeia (UE), por intermédio de
diversas entidades, estabeleceu um plano de verificação da segurança das
centrais no bloco, mantendo a segurança energética. Esses testes são
compostos de três fases: na primeira, uma pré-avaliação é feita pelo operador
ao responder a um questionário da UE. Na segunda parte, as respostas são
avaliadas pelo órgão regulador do país e na terceira a avaliação é realizada por
um comitê de especialistas internacionais.
O Conselho Europeu (The European
Council) adotou norma quanto à gestão de
resíduos radioativos de qualquer fonte e
combustível irradiado e solicitou que os
Estados membros informem quais são os
respectivos programas nacionais para lidar
com o tema até 2015.
Os países terão que decidir se vão guardar
ou reprocessar seus resíduos e como o farão, quanto vai custar etc., não
podendo mais aplicar a política de “esperar para ver” (wait and see) utilizada
até aqui. Países poderão se unir para uma solução, mas ela terá que ser
verificada e aprovada pela AIEA.
Não será permitido exportar seus resíduos para países que não disponham de
repositórios adequados nem para os países da África, do Pacifico, do Caribe e
para a Antártica (http://ec.europa.eu).
Em junho de 2011, a Foratom – Associação da Indústria Nuclear Europeia
emitiu um relatório de estudo para auxiliar a estabelecer a base de uma matriz
energética segura, competitiva e de baixa emissão de gases-estufa no
continente nos próximos 40 anos, no qual concluiu que qualquer que seja o
cenário para alcançar o objetivo de baixa emissão nesse prazo, todos precisam
incluir a energia nuclear.
Alemanha
País
Alemanha
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
9
12.068
0
0
92,14
% do total
Gerado em
2013
15,14
A Alemanha tem uma capacidade elétrica instalada total de 161.570 WW,
sendo 12.068 MW de fonte nuclear nas 9 usinas autorizadas a operar (existem
17 usinas, mas apenas 9 efetivamente geram energia, visto que oito delas –
Kruemmel, Brunsbuettel, Biblis A e B, Isar 1, Neckarwestheim 1, Unterweser e
Phillipsburg 1 – encontram-se desligadas por motivos políticos e legais do
país). Foram gerados por fonte nuclear 92,14 TWh em 2013, o que representou
15,14% da energia gerada no país.
O custo para substituir a energia elétrica gerada pelas usinas nucleares alemãs
em funcionamento por energia renovável será alto, necessitando de subsídios
do governo da maior economia da Europa. A matriz elétrica do país era
diversificada com o carvão representando aproximadamente 50%, o gás 12%,
o vento 6%, e outras fontes completam o quadro, além dos mais de 25% de
nuclear. A Alemanha exportava mais energia do que importava, porém esse
quadro mudou após o desligamento dos 8 reatores. Além disso, o país é um
dos maiores importadores de energia primária no mundo. Também não está
claro como o país cumprirá seus compromissos de reduzir as emissões
nacionais de CO2 ao desativar todos os seus reatores. Os alemães
subsidiaram fortemente a energia solar e também fizeram uma grande aposta
na energia eólica, e em ambos os casos contando com o apoio, em caso de
falta de sol ou vento, de eletricidade importada de energias nucleares na
França, na República Checa e na Rússia. Atualmente, para estabilizar o
sistema, o operador da rede alemã planeja construir uma longa linha de
transmissão desde a Suécia para importar energia de base produzida pelos
reatores nucleares daquele país. Uma vez que o consumo interno é de 6.300
kWh/ano per capita (cerca de 3 vezes o brasileiro) e não diminuiu, esta se
tornou uma questão de difícil solução. Não parece correto se considerar livre
de energia nuclear quando, na prática, há uma terceirização das usinas.
Em 2010, depois de demoradas discussões no Congresso, foi aprovada a
proposta que previa que os reatores pudessem operar por mais 8 ou 12 anos,
dependendo da idade da usina, em vez do término previsto para 2022 das
usinas existentes. Com essa proposta, algumas usinas operariam por mais de
50 anos.
Após o acidente de Fukushima, mais uma vez o governo da Alemanha mudou
de opinião, revertendo a posição de extensão de operação tomada em 2010.
Todas as usinas foram desligadas por 3 meses para testes de segurança. As 8
usinas mais antigas não serão religadas. As demais serão fechadas conforme
cronograma abaixo. Com isso 10% da energia do país deixou de ser gerada e
bilhões de dólares em investimentos se perderam.
O consequente aumento das emissões de carbono (estimado em pelo menos
70 milhões de toneladas métricas) também trará conflitos com os países
vizinhos na UE. Será inevitável a importação de energia de fonte fóssil e/ou
mesmo nuclear, o que mina a credibilidade de tal política.
Reator
Tipo
MWe (liq)
Biblis-A
PWR
1167
Neckarwestheim-1
PWR
785
Brunsbüttel
BWR
771
Biblis-B
PWR
1240
Isar-1
BWR
878
Unterweser
PWR
Phillipsburg-1
BWR
BWR
1260
Kruemmel
Fechamento Total (8)
Operação
Comercial
Agenda
provisória
Operador
fev/75 RWE
dez/76 EnBW
2010
desligamento
acordado
desligamento
Março 2011
2008
2016
& possível
plano de
fechamento
sim
2009
2017
sim
fechamento
2001
fev/77 Vattenfall
2009
2018
sim
jan/77 RWE
2011
2018
sim
mar/79 E.ON
2011
2019
sim
1345
set/79 E.ON
2012
2020
sim
890
mar/80 EnBW
2012
2026
sim
mar/84 Vattenfall
2016
2030
sim
2014
2028
2015
2016
2030
2017
8336
jun/82 E.ON
Grafenrheinfeld
PWR
1275
Gundremmingen-B
BWR
1284
Gundremmingen-C
BWR
1288
2016
2030
2021
Grohnde
PWR
1360
fev/85 E.ON
2017
2031
2021
Phillipsburg-2
PWR
1392
abr/85 EnBW
2018
2032
2019
Brokdorf
PWR
1370
dez/86 E.ON
2019
2033
2021
Isar-2
PWR
1400
2020
2034
2022
abr/84 RWE
jan/85 RWE
abr/88 E.ON
Emsland
PWR
1329
jun/88 RWE
2021
2035
2022
Neckarwestheim-2
PWR
1305
abr/89 EnBW
2022
2036
2022
Total em operação (9)
12,003
Total (17)
20,339 MWe
O custo da energia elétrica na Alemanha, após o fechamento das usinas
antigas, já aumentou 12% e as emissões de carbono mais de 10%. Segundo
estimativas do próprio Ministério de Meio Ambiente e Conservação da
Alemanha, mesmo que a percentagem de energias renováveis dobrasse, seria
ainda necessário investir 122 bilhões de euros no setor nos próximos 10 anos,
sem contar os investimentos em linhas de transmissão, centrais a gás de “back
up” das renováveis, subsídios variados para atração dos investidores etc.
Segundo o Instituto de Pesquisas Econômicas da Alemanha, os custos podem
chegar a 200 bilhões de euros.
Enquanto isso, contraditoriamente a essa política dita de segurança, a
Alemanha continua mantendo uma quantidade muito significativa de armas
nucleares em seu território, operadas, em sua maior parte, pela OTAN.
Em 14 de janeiro de 2014 o Supremo Tribunal Administrativo alemão decidiu
que o encerramento forçado de Biblis, usina nuclear da RWE, após o acidente
de Fukushima era ilegal. A RWE, proprietária da usina, agora provavelmente
irá processar o Estado por danos consideráveis, e a decisão pode abrir um
precedente para os outros reatores de desligamento.
A reação da Alemanha ao acidente de Fukushima em 2011 foi extrema e sem
consulta ou referência a conselho regulador independente sobre a segurança
das plantas e as ordens foram executados pelos estados alemães que abrigam
os reatores. Agora, a Corte Suprema decidiu que o estado de Hesse agiu
ilegalmente por fazer cumprir as decisões sobre a usina nuclear de Biblis
localizadas no estado. A decisão do Supremo Tribunal Administrativo, em
Leipzig é juridicamente vinculada e não pode ser objeto de mais nenhum
recurso. A RWE agora pode pedir a compensação pela perda do seus ativos
(as unidades Biblis).
Uma estimativa sugere que, em 2020, a Alemanha produzirá um acréscimo de
300 milhões de toneladas de CO2 como resultado de seu fechamento nuclear,
o que equivale a quase todas as economias que serão realizadas nos 27
Estados-membros, como resultado da diretiva de eficiência energética da
União Europeia.
Armênia
País
Armênia
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
1
375
0
0
2,167
% do total
Gerado em
2013
29,2
A Armênia é uma ex-república soviética com cerca de 3,2 milhões de
habitantes. O país possui 1 usina em operação – Armênia 2 (PWR, 375MW) –
e uma fechada permanentemente desde 1989. Em 2013, a única usina em
operação no país produziu 2,167 TWh de energia elétrica, o que representou
29,2% da energia elétrica gerada no país.
O país é particularmente dependente da Rússia quanto ao seu comércio e à
distribuição de energia, cuja única empresa foi comprada pela companhia russa
RAO-UES em 2005. O gás natural é basicamente importado da Rússia, mas a
construção de um gasoduto para fornecer gás natural do Irã para a Armênia foi
concluída em dezembro de 2008, e as entregas de gás se expandiram após
abril de 2010 com a conclusão da Usina Térmica Yerevan.
O país efetuará os mesmos testes que as nações da UE, mesmo não fazendo
parte do Bloco.
Áustria
País
Áustria
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
0
700
0
0
0
% do total
Gerado em
2013
0
A Áustria tem uma usina pronta que nunca operou devido à decisão da maioria
da população (50,47%) em plebiscito no qual se decidiu que o país não teria
energia nuclear para a produção de eletricidade. Em decorrência, a construção
da Central de Zwentendorf (BWR-700 MW) foi cancelada em novembro de
1978. As empresas de projeto e construção foram dissolvidas e os contratos de
fornecimento de combustível nuclear com a Export (USSR) e o US Department
of Energy (DOE), cancelados, assim como o contrato de reprocessamento do
combustível irradiado com a francesa Cogema.
A formação acadêmica na área nuclear na Áustria é muito desenvolvida,
destacando-se as atividades de gestão do conhecimento nuclear do
Atominstitute (ATI), que desenvolve programas de pesquisa, treinamento e
educação no seu reator Triga.
O país abriga também é a a sede da Agência Internacional de Energia Atômica
(AIEA) e das unidades de treinamento e educação nos campos de ciência e
tecnologia da mesma.
Bélgica
A Bélgica possui duas centrais nucleares: Doel, com quatro usinas (PWR,
2.963 MW); e Tihange, com três unidades (PWR, 3.129 MW). As usinas têm
entre 28 e 39 anos de atividade, e a licença de operação na Bélgica vale por 40
anos. Em julho de 2012 o governo belga ampliou a vida útil das usinas mais
antigas – Doel-1 (412-MW), Doel-2(454-MW) e Tihange-1 (1.009-MW) – por
mais 10 anos, até 2025.
Foram gerados por fonte nuclear 40,63 TWh, em 2013, o que representou
51,1% da energia gerada no país.
A Bélgica aprovou em outubro de 2009 a extensão da vida útil das três mais
antigas usinas Doel-1 (412-MW), Doel-2 (454-MW) e Tihange-1 (1.009-MW)
por mais 10 anos, ou seja, até 2025. A atual regra de desligamento de todos os
reatores até 2025 está sendo muito questionada porque as circunstâncias
mudaram muito desde a votação da lei. Os custos serão enormes, com
prejuízos à segurança de suprimento, dependência de fontes internacionais,
aumento de emissões, que diminuiriam a competitividade do país, conforme
assinalado no relatório Belgium’s Energy Challenges Towards 2030, no qual é
fortemente recomendado o retorno à geração nuclear.
As operadoras GDF Suez e Electrabel, junto com os consumidores
eletrointensivos (indústria química, gases, plásticos, aços e metais especiais)
se uniram para tentar manter a operação das centrais pelo maior prazo
possível. Pretendem, ainda, investir na construção de uma nova central,
seguindo o modelo finlandês, no qual os consumidores se unem para a
construção de sua fonte de energia (modelo de Olkiluoto).
Na área de pesquisa, o governo aprovou, em 2010, uma resolução que
autoriza o uso dos recursos do futuro reator de pesquisa Myrrha (Multi-purpose
Hybrid Research Reactor for High-Tech Applications) para desenvolvimento de
soluções inovativas em energia e medicina nuclear.
Esse reator seria usado, por exemplo, para tratamento de resíduo nuclear por
meio de transmutação; para modificação de características de semicondutores
(doped silicon) essenciais para aplicações em componentes eletrônicos etc.
Uma fábrica com grande capacidade ainda está muito distante, porém um
projeto piloto (ao custo de 1 bilhão de euros) deverá ser comissionado até 2019
no Centro Belga de Pesquisas Nucleares-SCK, como parte do projeto Myrrha.
Os testes demorarão 5 anos até o início da operação comercial, mas poderão
levar a uma grande redução na quantidade e no tamanho dos depósitos
permanentes para resíduos de alta atividade.
O ministro de energia da Bélgica afirmou que a decisão sobre a extensão de
vida das usinas do país só seria tomada após os resultados dos testes de
estresse, que estão sendo executados em todas as usinas nucleares da
Europa.
O resultado dos testes aplicados foi satisfatório e o órgão regulador declarou
em 8 de novembro de 2011 que as usinas belgas são seguras e podem
continuar em operação.
Os belgas são favoráveis (75%) à manutenção dos parques nucleares para
geração de energia elétrica no país, conforme pesquisa realizada em fevereiro
de 2012. Mais de 40% são a favor da construção de novas usinas. A condição
mais citada pelos entrevistados foi a segurança de operação e a gestão dos
resíduos.
Bulgária
País
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
Bulgária
2
1.906
0
0
13,313
% do total
Gerado em
2013
30,7
A Bulgária tem duas usinas nucleares (KOZLODUY 5 e 6 – VVER-PWR 953
MW, cada) em operação comercial, que geraram 13,31 TWh, cerca de 30,7%
da geração elétrica do país, em 2013. Foram suspensas as obras das duas
usinas que se encontravam em construção (Belene 1 e 2 VVER PWR 1000
MW) em 2012 e existem ainda 4 reatores que foram fechados (KOZLODUY 1
a 4 – VVER 440 MW) para atender acordo de fazer parte da união europeia. Na
Bulgária, o governo já demonstrou interesse em substituir as centrais nucleares
antigas por novas, mas tem problemas quanto ao financiamento das usinas.
Em março de 2012 foi decidido que usariam os equipamentos que já haviam
sido fabricados para Belene em uma outra usina na Central de KOZLODUY (o
reator número 7).
Em dezembro de 2013 a Westinghouse assinou um acordo exclusivo com a
Bulgaria Energy Holding para a tecnologia AP1000.
O país tem contrato em andamento (no valor de 2,6 milhões de euros) para a
seleção de sítio e projeto de depósito de rejeitos de baixa e média atividades
em área superficial.
Os resultados dos testes de estresse de segurança realizados por toda a
Europa estão sendo analisados e as recomendações serão implementadas
onde couber.
O projeto de Belene havia parado aguardando as análises de segurança que
estavam em andamento, porém o governo decidiu cancelá-lo, transferindo os
equipamentos já fabricados para este sítio, mais exposto à atividade sísmica,
para o sítio de Kozloduy (projeto do reator nº 7).
O país mantém seus planos estratégicos de ampliar sua geração de energia
nuclear, fazendo nova central e ampliando a vida das usinas Kozloduy
existentes para reduzir sua dependência da Rússia quanto à energia primária
(gás e óleo).
O país possui um reator de pesquisa que é operado pelo Instituto de Pesquisa
e Energia nuclear da Academia Búlgara de Ciências, em Sofia.
Resíduos Nucleares
O país contratou o projeto de um depósito intermediário de resíduos de baixa
atividade ao consórcio formado pelas empresas espanholas ENRESA,
Westinghouse Electric Spain (WES) e a alemã DBE Technology. O depósito
será construído no sítio da usina Kozloduy.
Eslováquia
País
Eslováquia
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
4
1815
2
880
% do total
Gerado em
2013
14,62
51,7
A Eslováquia tem 4 reatores nucleares em operação comercial, que em 2013
produziram 14,62 TWh de energia elétrica, o que representou 51,7 % da
energia produzida no país. As duas unidades em construção são de Mochovce
3 e 4 (VVER 440 MW cada) e deveriam entrar em operação em 2014 e 2015,
mas há um atraso na conclusão. Há ainda planos de construção de outros 2
reatores entre os anos de 2020 e 2025.
As emissões de gases do efeito estufa do país são em 70% derivadas da
geração de energia por combustíveis fósseis, e esta é uma das razões do país
para ampliar a geração nuclear, que auxiliaria na redução desses gases.
Para ter acesso à Comunidade Europeia em 2004 o país concordou em fechar
os dois reatores mais velhos (Bohunice V1 unidades 1 e 2), o que ocorreu em
2006 e 2008. Como o consumo de energia per capita é 4.550 KWh por ano e
mais de 50% da energia vêm de fonte nuclear, a estabilidade e a segurança do
fornecimento de combustível são primordiais para a qualidade de vida da
população. Todo o combustível nuclear é contratado com a empresa russa
TVEL.
Desde 2008 o país decidiu que irá reprocessar os seus resíduos de alta
atividade e estuda localização para repositório de baixa e média atividades.
Os trabalhos de construção de Mochovce 3 e 4 continuam. Como em toda
Europa, as usinas do país estão passando pelos testes de estresse
determinados pela UE.
Eslovênia
País
Eslovênia
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
1
688
0
0
5,036
% do total
Gerado em
2013
33,6
A Eslovênia tem 2 milhões de habitantes e a sua vizinha, Croácia, 4 milhões.
Juntas, elas possuem 1 reator nuclear – KRSKO (PWR, 727 MW) – em
operação desde 1981, que em 2013 produziu 5,036 TWh de energia elétrica, o
que representou 33,6% da energia produzida na Eslovênia. Esse reator foi
compartilhado em 50% com a Croácia desde a sua conexão ao grid.
Em relação à Croácia, a energia nuclear representou cerca de 15% da
produção total do país. O reator foi projetado para 40 anos de operação, mas
sua vida útil deve ser ampliada em mais 20.
Resíduos Nucleares
Em janeiro de 2010, o país, por intermédio de sua agência para gestão de
resíduos nucleares – ARAO (Agencija za radioaktivne odpadke, em checo) –
selecionou um sítio (Vrbina) próximo à central, para a construção do depósito
intermediário de resíduos de baixa e média atividades, conforme autorizado por
decreto governamental de dezembro de 2009. O repositório, composto por 2
silos, terá capacidade para 9.400 metros cúbicos de material de baixa e média
atividades, o que corresponde à metade de todo o resíduo produzido ao longo
da operação e descomissionamento futuro da central. Será possível, ainda,
armazenar resíduos nucleares de outras fontes. A capacidade do sistema pode
ser ampliada no caso de crescimento do programa nuclear do país.
O país não pretende desistir da energia nuclear devido ao acidente de
Fukushima, segundo declarou o ministro da Economia, Darja Radic, em junho
de 2011. Em todos os cenários energéticos do país até 2030 a fonte nuclear
está destacada. O governo anunciou, ainda, a provável construção do segundo
reator em Krsko, incluído no programa nacional de energia, que aguarda a
aprovação final no Parlamento.
Espanha
País
Usinas
Capacidade
Energia
em
em Construção
Gerada
Operação
(MW)
2013 (TWh)
Espanha
7
7.567
0
0
54,31
% do total
Gerado em
2013
19,7
A Espanha tem 7 reatores nucleares (6 PWR e 1 BWR) em operação, com um
total de 7.567 MW de capacidade instalada. Essa capacidade representa
apenas 7,32% do total, mas devido ao alto fator de capacidade representa
19,7% da energia gerada, que em 2013 foi de 54,31 TWh.
Na Espanha os reatores não têm período limite de operação, recebendo
licenças de operação a cada 10 anos.
Ao final de 2012 existiam 3 reatores fechados no país:
 Vandellos 1 em 1990 e com os trabalhos de descomissionamento
adiantados;

Zorita-Jose Cabrera em 2006 com o descomissionamento contratado
junto à Westinghouse e
 Garona (466MW BWR) fechada em 28/12/2012 pela Nuclenor. A
operadora e proprietária da Central, o mais antigo reator espanhol,
decidiu fechá-lo devido às novas taxas impostas ao operador que
tornaram a usina inviável economicamente.
Em maio de 2013 o conselho de segurança nuclear espanhol aprovou a
possibilidade de extensão da vida de Garona, mediante solicitação a ser
preenchida pelo operador e analisada pelo órgão regulador, que dessa forma
poderá retornar e operar até 2019. Em 27 maio, 2014 a empresa Nuclenor
operadora da Central Garona disse em um comunicado, que apresentou um
pedido para renovar a licença de operação da usina para o Ministério da
Indústria, Energia e Turismo.
A Espanha tem como política o fechamento das usinas nucleares ao término de
sua vida útil, sem a reposição da capacidade instalada por outras usinas
nucleares, porém, em dezembro de 2009, uma nova lei foi aprovada e permite
que as usinas operem além de seus 40 anos de vida útil originais, caso o
Conselho de Segurança Nuclear do país não declarar que elas são inseguras.
Exemplo disso foi a concessão de ampliação de vida em mais 10 anos para as
Centrais de Almaraz-Trillo e Vandellos 2, em junho de 2010.
Em agosto de 2011, o regulador nuclear do país (Consejo de Seguridad
Nuclear-CSN) aprovou unanimemente a extensão de vida das 2 unidades
nucleares de Ascó (até 2021).
Em 15 de setembro de 2011, o CSN informou que todas as usinas nucleares
espanholas foram aprovadas no teste de estresse proposto pela União
Europeia e que as margens de segurança delas permitem que resistam a
acidentes além de suas bases de projeto. Com isso, a presidente do Foro
Nuclear, María Teresa Dominguez, declarou que a energia nuclear precisa
continuar como parte do mix energético espanhol.
O novo governo eleito em novembro de 2011 já declarou que a matriz elétrica
espanhola será um mix que garanta a diminuição de emissões de CO2.
Em outubro de 2012 o governo instituiu 2 novas taxas para energia nuclear,
uma para o resíduo nuclear resultante da geração de energia (2.190 euros por
quilo de resíduo metálico produzido)
referido rejeito.
e outra para o armazenamento do
Resíduos Nucleares
O país possui um repositório intermediário de baixa atividade em operação
desde os anos 1980 - “El Cabril”, projetado pela Westinghouse Electric Spain
(WES).
Em dezembro de 2011, o governo escolheu o sítio em Villar de Canas –
província de Cuenca para Repositório de combustível irradiado e resíduos de
alta atividade, terminando o processo de seleção que durou 2 anos. O
repositório conhecido como ATC - Almacén temporal centralizado de España
tem um custo estimado de 700 milhões de euros e criará cerca de 300
empregos diretos na região. O projeto é composto de prédio para vitrificação de
combustível irradiado, e um centro de tecnologia de suporte do sítio.
A necessidade do repositório se justifica com o enchimento das piscinas de
guarda de elementos combustíveis usados. O ATC terá capacidade para 6700
mt (toneladas métricas) de combustível irradiado e 2600 m3 de resíduos de
média intensidade e outros 12 m3 de resíduos de alta.
Finlândia
A Finlândia tem 5,42 milhões de habitantes e possui quatro usinas em
operação que, juntas, correspondem à produção de 22,67 TWh de energia
elétrica ou 33,3% da total produzida em 2013. O país possui uma usina em
construção (Olkiluoto 3 – EPR 1.600 MW) e mais duas unidades estão
planejadas (Olkiluoto 4 e Hanhikivi 1). Devido ao excelente desempenho das 4
usinas em operação, nos últimos anos a disponibilidade nuclear alcançou a
média de 94,65%.
O país possui reservas de urânio (26.000tU), mas não tem mina de urânio em
operação.
Em julho de 2010 o Parlamento finlandês aprovou a 6ª usina. Em junho de
2011 foi ampliada a potência da usina Olkiluoto 2.
Em dezembro de 2013 a Fennovoima
anunciou
que pretende construir o
reator Hanhikivi-1-, um projeto russo de 1,200-MW AES-2006 PWR, no norte
da Finlândia. A empresa está negociando com a corporação nuclear estatal
russa Rosatom a participação de 34% em Fennovoima e, em troca, a
subsidiária Rosatom Rusatom Overseas construiria a unidade. Fennovoima e
Rosatom disseram que esperam chegar a um acordo até o final do ano.
Em outubro de 2011 a empresa Fennovoima anunciou que escolheu o sítio
Pyhäjoki, no Nordeste do país, para o seu reator, o sexto da Finlândia. A
construção deve se iniciar em 2015.
Existe ainda um pequeno reator de pesquisas localizado em Otaniemi, Espoo,
modelo TRIGA Mark II construído para a Universidade de Tecnologia de
Helsinque em 1962.
Em 2002 a Finlândia decidiu construir a quinta unidade nuclear, quebrou a
situação vigente no Oeste da Europa, onde a construção de outra usina nuclear
não havia sido iniciada há muito tempo. A importância da decisão finlandesa
reside no fato de que ela foi precedida de análises detalhadas com participação
pública e discussões políticas intensas. A decisão foi baseada em aspectos
ambientais (menores impactos ao meio ambiente), político-diplomáticos
(atendimento aos compromissos internacionais decorrentes do Protocolo de
Kyoto) e estratégicos (diminuição da dependência de outras fontes energéticas
externas, principalmente da Rússia, e a estabilidade do custo da energia
nuclear). A opinião pública altamente favorável foi outro aspecto importante na
decisão tomada.
A usina Olkiluoto 3 (1.600 MW, EPR) está prevista para ser sincronizada em
2016. O projeto tem um grande atraso (a operação estava prevista
originalmente para 2009). Essa será a primeira usina com reator do modelo
EPR, produzido pela francesa Areva.
As usinas passaram pelo teste de estresse da EU e o resultado mostrou que
nenhuma maior modificação será necessária nas centrais de Olkiluoto e
Loviisa.
Resíduos Nucleares
A Finlândia foi o primeiro país a aprovar no seu Parlamento, em 2001, um
projeto de depósito subterrâneo profundo definitivo para resíduos radioativos
nucleares provenientes de suas usinas atômicas.
Na Finlândia os rejeitos de baixa e média atividades são depositados em
repositórios subterrâneos, construídos nos sítios de Olkiluoto (desde 1992) e
Loviisa (aprovado em 1992). Desde 1997, de acordo com o Radiation Act,
mantém depósito central intermediário localizado nas dependências da
instalação para depósito final de Olkiluoto, cuja ampliação já foi aprovada pelo
Parlamento finlandês.
Para as novas centrais estão em discussão com a empresa Posiva,
responsável por essa atividade, a melhor gestão de todos os novos resíduos,
conforme determinou o governo, garantindo que as melhores soluções
econômicas e de segurança deverão ser compartilhadas entre as centrais.
Como a Posiva pertence à Teollisuuden Voima Oy (TVO) e à Fortum, ela está
desenvolvendo um repositório para essas companhias. A Fennovoima (que
pretende construir o 6º reator) não possui ainda um reator e também nenhum
projeto para repositório de combustível irradiado e deverá negociar com as
demais empresas espaço nos repositórios previstos.
França
O país possui 58 usinas nucleares em operação (em 19 sítios diferentes) e 11
desligadas (por término de vida útil) que produziram 405,989 TWh líquidos, o
que representa 73,3% do total de energia elétrica gerada no país em 2013. A
operadora das centrais é a EdF.
Com 64 milhões de habitantes, tem cerca de 1 GW de capacidade instalada
nuclear por milhão de habitantes ou quase uma usina por milhão de habitantes.
Entre as usinas existentes na França, 34 são da classe 900 MW-PWR para as
quais o regulador (ASN) declarou satisfatória a operação por até 40 anos de
vida (as usinas francesas têm previsão de operação por 30 anos), mas que
cada uma delas deverá passar por revisão para ter esse direito. Tricastin-1
(915 MW, PWR) foi o primeiro reator revisado e autorizado para mais 10 anos.
O país é o maior exportador mundial de eletricidade e o lucro líquido da EDF
como geradora ultrapassou os 3 bilhões de euros em 2012.
A França produz a energia mais barata de toda a Europa, cerca da metade do
valor da energia alemã. São 220.000 empregos diretos na área nuclear, ou
6,1% dos empregos industriais do país espalhados por todo o território francês.
O país é ainda o líder mundial em reciclagem de resíduos nucleares (25.000
toneladas recicladas).
A França tem ainda outros 22 reatores de pesquisa e cerca de 50.200 fontes
radioativas para uso médico, além de outras 30.600 para uso industrial.
A Areva, fornecedora francesa de bens e serviços nucleares, está construindo
junto com a EDF o reator Flamanville-3, tipo EPR de 1.720 MW, localizado ao
norte da França, na região de Manche. Os demais fornecedores de
equipamentos e serviços também foram escolhidos e contratados, e o início da
construção foi no final de 2007.
Desse mesmo modelo de reator EPR, de fabricação Areva, já existem outras
quatro unidades em construção (Olkiluoto 3 na Finlândia, Flammanvile 3 na
França e Taishan 1 e 2 na China).
As manutenções para conservar o parque em ordem requerem planejamento e
compras antecipadas. Por exemplo, para as trocas previstas dos geradores de
vapor das centrais francesas já foram compradas 44 unidades ao custo de 2
bilhões de dólares (32 à Areva e 12 à Westinghouse). As entregas se
prolongarão até 2018.
Foi autorizada a ampliação de vida por mais dez anos para a usina
FESSENHEIM-1, que já opera desde 1978. Este é o mais antigo reator francês
em operação.
A França tem como meta descomissionar até 2016 a usina Chooz A (310 MW,
PWR), cuja energia foi fornecida entre 1967 e 1995 para a Bélgica e para o
próprio país. O desmonte, a limpeza e a demolição dos edifícios nucleares
ocorreram antes de 2008. Hoje são 12 reatores experimentais e de potência
sendo descomissionados. O processo vem sendo desenvolvido e estudado
pela EdF- CIDEN e deverá ser aplicado a todo o parque nuclear francês
quando do término da vida útil das usinas.
Em novembro de 2012, o primeiro ministro francês, Jean-Marc Aryault,
assinou a licença que confirma a segurança da instalação do reator ITER –
International Termonuclear Experimental Reactor.
É o primeiro reator de
fusão cujas características de segurança são avaliadas por um órgão
regulador. Os trabalhos do reator ITER em construção na região de
Cadarache, no Sudeste da França, tiveram seus custos inflados passando de
5 bilhões para 15 bilhões de libras nos últimos 3 anos. A crise financeira
internacional também afetou o projeto, que está agora previsto para 2019.
Este é um projeto desenvolvido por vários países incluindo USA, Europa,
Rússia, China, Japão e Coreia do Sul que geraria energia de fonte nuclear
sem produzir radiação.
O governo do presidente socialista Francois Hollande, o novo governo francês
eleito em 2012, quer implementar uma redução parcial na geração nuclear que
prevê cortar a sua participação de 75% para 50% até 2025 e repor a
capacidade cortada por energia renovável. De acordo com um estudo do RTE,
o operador do sistema francês, o país necessitará investir 15 bilhões de euros
(19.2 bilhões de dólares) para reforço da rede de linhas de transmissão até
2020, e o custo poderá atingir 50 bilhões de euros até 2030 se o país mantiver
a política proposta de redução da energia nuclear.
Resíduos Nucleares
O país reprocessa todo o seu combustível usado e utiliza o combustível
resultante em outros reatores, além de também ter dois repositórios
subterrâneos e laboratórios de pesquisa que estudam formas ainda mais
efetivas de armazenar rejeitos.
Entre outros sítios, Auxon e Pars-lès-Chavanges, no estado de Aube, estão
atualmente em estudos para a instalação de repositório de resíduos de baixa
atividade nuclear que poderão estar funcionando em 2019 (substituindo os
que já deverão estar saturados). Esses sítios fazem parte das 40
comunidades que se ofereceram para sediar os repositórios.
Os testes realizados demonstraram um bom nível de segurança para as
centrais francesas, conforme relatório entregue ao órgão regulador. As
margens de segurança para eventos extremos como terremotos, enchentes e
perdas simultâneas de refrigeração e energia foram verificadas sem
apresentarem maiores preocupações, mas mesmo assim a operadora EdF
expôs um plano suplementar de melhorias. Em fevereiro de 2013 o governo
francês promulgou uma nova portaria (texto normativo completo) que rege as
principais instalações nucleares que considera as lições do acidente de
Fukushima I para as atividades nucleares.
A Areva emitiu uma declaração dizendo que pretende implementar “uma série
de iniciativas” destinadas a reduzir os custos operacionais com até 1 bilhão de
euros anuais até 2015. A empresa Mr Oursel está convencida de que as
perspectivas para o desenvolvimento nuclear continuam a ser fortes nos
próximos anos, mesmo se a expansão da base instalada mundial de reatores
nucleares for adiada em comparação com as previsões antes de FukushimaDaiichi. A energia nuclear continua sendo uma vantagem estratégica do seu
país.
Holanda
País
Usinas em
Operação
Capacidade
atual (MW)
Usinas em
Construção
Capacidade em
Construção
(MW)
Energia
Gerada 2013
(TWh)
% do total
Gerado em
2013
Holanda
1
482
0
0
2,736
2,8
O país importa mais de 20% de sua eletricidade (na maior parte da Alemanha).
A energia consumida per capita é 6.500 kWh/ ano.
A Holanda possui apenas uma usina nuclear em operação (Borssele PWR 482
MW) que, em 2013, produziu 2,736 TWh, aproximadamente 2,8% da energia
do país. Essa usina teve sua vida útil ampliada em mais 20 anos em 2006, e
deverá continuar a operar até 2033. O país possui também um reator de
pesquisas na localidade de Petten, o High-Flux Reactor – HFR, que produz
60% dos radionuclídeos médicos necessários na Europa (30% da demanda
mundial).
O governo holandês informou que está iniciando o processo de licenciamento
da sua segunda usina nuclear no mesmo sítio de Borssele. Não foi escolhido o
projeto nem o fornecedor, mas a unidade deverá ter entre 1.000 MW e 1.600
MW e com entrada em operação em 2020, ainda em tempo para atingir as
metas de redução das emissões de gases do efeito estufa. O combustível
previsto é MOX e o custo estimado do projeto é de 5 bilhões a 7 bilhões de
dólares, conforme informou a empresa Energy Resources Holding (holding do
projeto) em setembro de 2010.
A empresa holandesa Delta (proprietária de 50% da central existente) e a EdF
assinaram, em novembro de 2010, acordo de colaboração para a eventual
construção de uma nova central na Holanda no sítio de Zeeland Coast. O
processo será longo e o acordo é o início. Em junho de 2009 a Delta submeteu
aos órgãos governamentais a solicitação para a construção da nova central de
até 2.500MW. Em janeiro de 2012, devido à crise financeira na Europa e
também a incertezas no mercado de carbono a central foi postergada.
A empresa ERH – Energy Resources Holding, pertencente à alemã RWE,
proprietária da outra metade de Borssele, também solicitou autorização para a
construção de outra central na Holanda.
Existe ainda um acordo entre a Holanda e a França que prevê a reciclagem de
parte do combustível irradiado holandês na França. Após o reprocessamento o
material é retornado à Holanda (COVRA Storage Facility próxima a Borssele)
seguindo estritos padrões de segurança ditados pela AIEA.
A única usina holandesa passará pelo teste de estresse da UE. Em junho de
2011 foi autorizado o uso do combustível MOX. Segundo o governo a Holanda
continuará com seu programa nuclear para construção da nova Central.
Em janeiro de 2012 o governo holandês informou que um novo reator de
pesquisas (denominado Pallas) será construído na região de Petten para repor
o reator existente (High-Flux Reactor – HFR) que opera desde 1961 e está
atingindo o término de sua vida economicamente útil. Prevê-se a entrada em
operação do novo reator em 2022.
Hungria
País
Hungria
usinas em capacidade
operação atual (MW)
4
1889
usinas em
construção
0
capacidade em
construção
(MW)
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
14,54
% do total
gerado em
2013
50,7
A Hungria tem 4 usinas nucleares (Paks 1 a 4 – VVER-PWR 500 MW) cuja
operação comercial começou entre 1982 e 1887 e que geraram 14,54 TWh, ou
seja, cerca de 50,7% da geração elétrica do país em 2013. Esta é a energia
elétrica mais barata gerada no país e, segundo fontes governamentais, o índice
de aprovação à energia nuclear pela população é de 73%.
Em 2004, as usinas receberam a autorização para operar por mais 20 anos e,
em 2009, o Parlamento do país aprovou a autorização para o governo começar
o projeto para ampliar a capacidade no sítio existente, mediante a construção
de mais uma ou duas unidades nucleares no mesmo local da central Paks. Os
estudos da determinação do tipo e do tamanho do reator ainda estão em
execução.
A empresa estatal MVM pretende expandir a capacidade das suas nucleares
Paks e aumentar sua influência nos mercados de energia da sua vizinhança
(nos Bálcãs-Croácia, Sérvia e Bósnia e na Romênia). A decisão de ampliação
da central de Paks deve ser publicada em setembro, estando os trabalhos
preparatórios em andamento de acordo com as autorizações do Parlamento.
Em 14 janeiro de 2014 o governo da Hungria assinou um acordo com a
empresa estatal nuclear russa Rosatom para construir dois novos reatores na
Central de Paks. (NucNet)
Paks pertence ao grupo estatal húngaro de energia MVM e tem já quatro
reatores VVER de fabricação russa. As novas unidades serão financiadas por
um empréstimo entre governos da Hungria e da Rússia previsto para durar 30
anos, conforme informou o diretor geral da Rosatom Sergei Kiriyenko na
cerimônia de assinatura na Rússia. O tamanho do empréstimo ainda não foi
finalizado, mas não será superior a 10 bilhões de euros (13,6 bilhões de
dólares). A Rosatom disse em um comunicado que a Rússia também
forneceria o combustível para as novas unidades.
A empresa húngara MVM proprietária de Paks disse que continua com os
projetos para estender o tempo de vida operacional de todas as quatro
unidades já existentes, que começaram a operação comercial em 1983, 1984,
1986 e 198, e que, desde dezembro de 2012, a unidade 1 de Paks ( VVER
500MW ) recebeu a autorização para operar por mais 20 anos após a sua
licença original ter expirado no final de 2012.
O ministro do Desenvolvimento húngaro, Pal Kovacs, declarou que em todos
os cenários de planejamento energético estudados pelo país o suprimento
nuclear é indispensável. O plano energético 2030-2050 recomenda a extensão
de vida em 20 anos das quatro unidades da central de Paks, cujas vidas úteis
se encerrariam entre 2032 e 2037. Além disso, o país pretende ampliar em
2.000 MW a capacidade da central (duas novas unidades de 1.000 MW cada)
até 2025. O custo está estimado em 10 bilhões de dólares.
Os resultados dos testes realizados na central húngara após o acidente de
Fukushima
Daiichi
foram
satisfatórios,
segundo
o
órgão
regulador
governamental, não requerendo nenhuma provisão adicional quanto à sua
segurança.
Inglaterra (Reino Unido)
País
Inglaterra
usinas
capacidade
em
atual (MW)
operação
16
9243
usinas em
construção
0
capacidade em
construção
(MW)
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
64,13
% do total
gerado em
2013
18,3
O Reino Unido tem 16 usinas em operação (9.243 MW de capacidade
instalada) e 29 fechadas por término de vida útil ou obsolescência. É o parque
mais antigo do mundo, com usinas já fechadas que começaram a operar nas
décadas de 1950 e 1960. Em 2013 o país produziu 64,13 TWh de energia de
fonte nuclear (18,30% do total).
A vida útil de 15 das 16 usinas atuais se encerrou até 2013. A frota precisa ser
reposta nos próximos anos. O governo planeja 16 GW de capacidade nova até
2030.
O Reino Unido, com 75% da sua energia elétrica produzida por óleo e carvão,
como forma de reduzir suas emissões de gases do efeito estufa, lançou, em
julho de 2009, seu Plano de Transição para uma Economia de Baixo Carbono.
O plano concentra ações em transformar o setor de energia, expandindo o uso
de fontes renováveis, além de aumentar a eficiência energética de prédios,
casas e do setor de transportes do país. Com o atual mix de eletricidade do
Reino Unido dominado por combustíveis fósseis, o aumento da participação da
energia nuclear ajudaria a diversificar o risco da segurança de combustível do
país.
Com isso, o país deverá alcançar as metas domésticas de corte de 34% nas
emissões de gases do efeito estufa até 2020, quando 40% da eletricidade
consumida no Reino Unido deverão vir de fontes de baixo carbono, com as
tecnologias de energia renovável, nuclear e captura e sequestro de carbono.
A construção de outras usinas nucleares faz parte da política de redução de
emissões de carbono vigente no país e elas devem começar a operar até 2017,
substituindo as usinas nucleares antigas (a última entrou em operação em
1989) e as já fechadas. A empresa Horizon Nuclear Power, responsável pelas
solicitações de licença para os sítios de Wylfa Península e de Oldbury, foi
vendida em outubro de 2012 para a Hitachi (Horizon era uma joint venture
formada pelas alemãs E.ON UK e RWE Nuclear Power Plans, que se desfez
devido aos problemas políticos internos na Alemanha) .
Para o sítio de Hinkley Point, onde duas usinas antigas já existem, a EDF já
apresentou a documentação inicial para um EPR 1.600 (Hinkley Point C), na
região de West Somerset, e fez as encomendas dos componentes pesados
para essa central à Areva. As três principais licenças já foram solicitadas aos
reguladores e já receberam sinal positivo, conforme informou a EDF. Em 26 de
novembro de 2012, o órgão regulador nuclear britânico liberou a licença para o
sítio de Hinkley Point e em dezembro de 20102 os reguladores ingleses
aprovaram o projeto EPR.
A EDF planeja a decisão final de investimento
desse projeto até o final do ano. Esses 2 EPRs representam o maior
investimento em projeto de infraestrutura na Inglaterra desde o anos 1950.
A expectativa é que o fornecimento de energia corresponda a 6% do total na
Inglaterra (suficiente para atender 5 milhões de residências).
A
EDF assinou acordos franco-britânicos
para facilitar os massivos
investimentos em infraestrutura e em toda a cadeia de suprimentos que serão
realizados na Inglaterra com os projetos de Hinkley Point. Tais acordos (500
milhões de libras) compreendem serviços de preparação de sítio (100 milhões
de libras), fornecimento de equipamentos e formação de pessoal especializado.
Eles representam a criação de 1.500 empregos.
Um grupo formado pela Iberdola (Espanha), a britânica Scottish & Southern e a
francesa Suez comprou em 2009 um terreno em Sellafield (Oeste da Inglaterra)
como possível local para novos reatores atômicos. Nesse caso o projeto
consiste na construção de uma usina nuclear com potência instalada de 3.600
MW, que ajudará no objetivo de alterar o perfil de geração de energia no Reino
Unido, fortemente baseada em carvão.
Após a Toshiba Corporation informar que concordou em comprar 60% de
participação na NuGeneration Limited (NuGen), a Westinghouse Electric
Company informou que fornecerá o projeto de construção dos três reatores
nucleares AP1000 (capacidade combinada de 3,4 GW), em Moorside. GDF
Suez também está trabalhando em parceria com a Toshiba e NuGen neste
projeto.
O reúso do plutônio derivado das instalações nucleares civis é condição
fundamental no plano de descarbonização do país, que precisa gerenciar 112
toneladas do material em estoque (próprio e de clientes externos da usina de
reprocessamento em Sellafield). Apesar de o reúso através da produção de
combustível MOX não ser ainda comercialmente tão bem-sucedido na GrãBretanha quanto na França (Areva), o material produzido poderia alimentar 2
reatores por até 60 anos.
Em julho de 2011, o ministro de Energia e Mudanças Climáticas britânico,
Charles Hendry, declarou que “O governo da Grã-Bretanha permanece
absolutamente comprometido com novas usinas nucleares, sem as quais a
nação ficaria no escuro e menos próspera. Nós precisamos manter a confiança
pública baseada em fatos e evidências científicas e na existência de um órgão
regulador independente”. Ele acredita que a energia nuclear hoje é vital para o
setor energético britânico e assim permanecerá por muitos anos. O país deverá
construir não uma usina, mas uma frota de novas nucleares, estando garantido
isso aos investidores.
Todo o processo faz parte da política de baixo carbono do país, incorporando
quaisquer aprendizados advindos do acidente de Fukushima. Em 22 de julho
de 2011 o Parlamento britânico aprovou a política energética nacional e listou
os oito (8) sítios para as novas centrais nucleares, introduzindo ainda um
planejamento para acelerar essas construções. Em outubro de 2011, o
secretário de Energia declarou que os riscos da energia nuclear são
conhecidos e muito menores que a aceleração nas mudanças climáticas. Em
2012, pesquisa de opinião detectou que o suporte da população inglesa à
energia nuclear é alto, chegando a 63% de apoio a novas construções
principalmente como forma de prevenir as mudanças climáticas e garantir a
segurança energética.
Resíduo Nuclear
O
país
reprocessa
o
seu
resíduo
nuclear
em
suas
usinas
de
reprocessamento em Sellafield. Atualmente o volume acumulado de Plutônio
na Inglaterra chega a 82 toneladas e é crescente. Existem conversações
entre o governo britânico e a GE-Hitachi para a utilização da tecnologia do
reator Fast Breeder Prism para a redução desses montantes de Plutônio
utilizando-o como combustível MOx a partir de 2025.
Itália
País
Itália
usinas
capacidade
em
atual (MW)
operação
0
0
usinas em
construção
0
capacidade em
construção
(MW)
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
0
% do total
gerado em
2013
0
Na Itália, em 2010, 64,8% da energia elétrica foram provenientes de
combustível fóssil; 22,2% de renováveis e 13% foram importados.
A Itália não possui usinas nucleares em operação. Suas quatro usinas (Caorso,
Enrico Fermi, Garigliano e Latina) foram fechadas no fim da década de 1980
(duas por decisão da população e duas por fim da vida útil). A Itália é o único
país do G8 – grupo dos países mais ricos do mundo mais a Rússia – que não
opera usinas nucleares. Mesmo assim, cerca de 10% da energia elétrica
consumida no país são de origem nuclear, importados principalmente da
França, onde 75% da energia são gerados por centrais nucleares.
A Central Enrico Fermi (Trino Vercellese) está em descomissionamento.
Em 2008 o país decidiu retomar seu programa nuclear paralisado na década de
1980, libertando-se da dependência do petróleo através de um rápido
desenvolvimento da energia nuclear. Segundo o ministro da Economia e
Desenvolvimento, Claudio Scajola, o custo da paralisação do programa nuclear
italiano para a economia do país foi de 50 bilhões de dólares e que todo o
arcabouço legal para a retomada da fonte nuclear estava sendo adotado no
novo plano nacional de energia.
Em 9 de julho de 2009 o Senado italiano aprovou um pacote legislativo que deu
luz verde ao retorno do uso da energia nuclear no país e que em até 6 (seis)
meses seriam selecionados sítios potenciais para a instalação de novas usinas.
O modelo de reator a ser adotado deveria ser um que já seja licenciado na
Europa, o que permitiria ganhar tempo de licenciamento, uma vez que o plano
era construir de 8 a 10 reatores até 2030 atingindo 25% da geração elétrica
italiana. Atualmente o custo da energia elétrica na Itália (um mix de 60% em
gás importado) é 30% mais alto que a média europeia e 60% maior que o
francês.
Em junho de 2011, a maioria dos italianos, mediante plebiscito, decidiu que não
pretendem ter energia nuclear no país. Os votos negativos à nuclear foram
94% da população que votou (57% da população que podia votar), o que
corresponde a 53,58%. A forma como foi encaminhada a votação não era
específica contra a energia nuclear, mas uma desaprovação global ao governo
de então (Silvio Berlusconi) e seus planos de ação.
A Itália é um país sujeito a terremotos de grande magnitude e isso contribuiu
muito para o medo da população, fortemente explorado pelos ambientalistas.
Com isso o país continuará a gerar energia nuclear, por intermédio da empresa
ENEL na Eslováquia, e a comprar eletricidade nuclear da francesa EDF.
Além disso, a Areva e Ansaldo Nucleare haviam assinado acordo no qual a
Ansaldo iria participar do processo de licenciamento e da construção do novo
reator da Areva (EPR) na Itália, mas com o cancelamento italiano de usinas
nucleares o acordo ficou valendo para qualquer lugar do mundo conforme a
joint venture criada em 11/10/2011.
A Ansaldo também pretende fabricar
supermódulos para os AP1000 da Westinghouse destinados ao mercado
inglês.
Noruega
País
Noruega
usinas
capacidade
em
atual (MW)
operação
0
0
usinas em
construção
0
capacidade em
construção
(MW)
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
0
% do total
gerado em
2013
0
Apesar de a Noruega não ter um programa de geração nuclear, o comitê criado
pelo governo norueguês para estudar energia sustentável recomendou, em seu
relatório, o reconhecimento da contribuição da energia nuclear para um futuro
energético sustentável.
Polônia
País
Polônia
usinas
capacidade
em
atual (MW)
operação
0
0
usinas em
construção
0
capacidade em
construção
(MW)
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
0
% do total
gerado em
2013
0
A Polônia já acena com a possibilidade de construir sua primeira central até
2024, tentando dessa forma iniciar a alteração de sua matriz elétrica, hoje
calcada em carvão (94%), para reduzir suas emissões de CO2.
O governo polonês designou a sua maior empresa de eletricidade (PGE –
Polska Grupa Energetyczna S.A.) para conduzir os projetos das duas primeiras
centrais nucleares do país, que deverão ter 3.000 MW com dois ou três
reatores cada uma. Espera-se que a primeira usina opere em 2024.
Em 1986 a Rússia estava construindo quatro reatores WWER, 440 MW para a
Polônia, em Zarnowiec, ao norte de Gdansk, mas o projeto foi abandonado em
1989, após um referendum popular, fortemente influenciado pelo acidente de
Chernobyl. Os reatores que já estavam entregues foram vendidos para a
Finlândia (Loviisa) e para a Hungria (Paks). O sítio existente talvez seja usado
pela futura central, aproveitando a infraestrutura e os estudos já realizados.
Em abril de 2010, foi assinado um memorando de cooperação entre a
Westinghouse e a polonesa Polska Grupa Energetyczna (PGE) para estudar a
viabilidade de construção de um reator de terceira geração (Generation III+) no
país (AP1000). Em 2012 a Areva também estabeleceu conversações para a
construção de um EPR na Polônia.
O Parlamento polonês aprovou, em julho de 2011, a última lei necessária para
o começo de construção da primeira Central Nuclear do país. Assim que o
presidente Bronislaw Komorowski assinar a lei, a gigante empresa estatal
Polska Grupa Energetyczna – PGE poderá dar início às atividades de
construção de até duas centrais, com capacidade de até 6 GWe, que deverão
estar prontas em 2020. A tecnologia escolhida deverá pertencer a um dos
concorrentes que ofertarão até janeiro de 2012, entre eles Areva, GE Hitachi e
Westinghouse. A divulgação do resultado será em 2013 conforme informou a
PGE.
Segundo o primeiro-ministro, Tusk, o governo está convicto de que a energia
nuclear constitui uma boa alternativa às necessidades energéticas da Polônia,
assim como uma grande oportunidade de negócios, com a possibilidade de
venda de energia para a Alemanha.
Em setembro de 2012 as empresas Tauron, Enea e a mineradora de cobre
KGHM assinaram acordo com a PGE, a maior distribuidora no país, para
participar do projeto de 6 GW de capacidade nuclear que a PGE pretende
implementar até 2030.
O governo polonês solicitou à PGE que lidere um consórcio para a construção
de 2 usinas nucleares em sítios separados, mas há duvidas quanto ao
financiamento necessário.
Em 30 de janeiro de 2014, o país adotou o seu programa de energia nuclear
(PPEJ), que não é um plano vinculativo, mas sim um "mapa do caminho". O
programa define, entre outros, o cronograma para a construção de duas usinas
nucleares de 3.000 MW cada e preparação para estes investimentos de
infraestrutura com a regulação e a organização.
O programa também inclui: justificação econômica para a implantação da
energia nuclear na Polônia e seu financiamento, e formas de lidar com o
combustível nuclear irradiado e dos resíduos radioativos. A localização das
duas unidades será feita até o fim de 2016; construção está prevista para
começar em 2019 e deverá ser concluída no final de 2024. A segunda unidade
deve ser encomendada em 2035.
República Tcheca
A República Checa é rica em depósitos de carvão mineral e é a terceira maior
exportadora de eletricidade da Europa. O país tem 6 usinas (Dukovany 1 a 4 e
Temelin 1 e 2, todos VVER) operadas pela empresa CEZ que produziram
29,005 TWh em 2013, o que representou 35,9% da energia elétrica do país.
Foi aberta uma concorrência internacional para fornecer dois novos reatores
no sítio de Temelin, onde, por razões políticas, somente dois dos quatro
reatores originalmente previstos foram construídos. Os fornecedores que
apresentaram
ofertas
foram
AREVA
(americanos/japonês) e Rosatom (russa).
(francesa),
Westinghouse
O resultado final deveria ser
anunciado em 2013, mas a AREVA foi desqualificada pela comissão julgadora
da concorrência e decidiu recorrer da decisão.
Após meses de atraso no resultado da concorrência, a empresa CEZ decidiu
cancelar o projeto porque o governo não dava garantia de preço para a
energia que justificasse o montante de investimento. O status atual é o
governo assumir o projeto através de uma nova estatal para garantir o
suprimento de energia em 2020.
Foi solicitada também a extensão de vida útil dos quatro reatores da Central
Dukovany, que já tem mais de 20 anos de operação, de forma a que possam
funcionar até 2025–2028. Estão previstos grandes investimentos para permitir
a ampliação da vida útil dessas usinas. As atividades devem começar em 2015
e contemplarão também o aumento de potência em até 500 MW (e).
A produção de Urânio vem caindo sistematicamente chegando a apenas 228
toneladas do minério em 2012.
Não há política de reprocessamento de combustível irradiado, com CEZ sendo
a responsável pela guarda dos mesmos.
O governo checo declarou que continuará com seus planos de construção de
novas centrais no país. Por solicitação do governo checo, a mais antiga central
nuclear da República Checa (Dukovany) passou, em junho de 2011, por
inspeção de segurança da AIEA (Operational Safety Review Team - OSART)
na qual se concluiu que a central é segura, mas que precisa algumas melhorias
em suas práticas de segurança as quais foram recomendadas pelo relatório da
inspeção.
Romênia
País
Romênia
usinas
em
operação
2
capacidade
atual (MW)
usinas em
construção
capacidade em
construção (MW)
1.300
0
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
10,7
% do total
gerado em
2013
19,8
A Romênia tem 2 usinas nucleares (Cernavoda 1 e 2 – PHWR 650 MW) em
operação comercial com 19,8% da geração elétrica suprida por reatores
nucleares em 2013. As duas usinas são operadas pela SNN – Societatea
Nationala Nuclearelectrica. As unidades 3 e 4 (720 MWe Candu, cada uma)
enfrentam problemas de financiamento e têm início da operação comercial
indefinido.
Um acordo entre seis companhias investidoras foi assinado em novembro de
2008 para a conclusão dos reatores de Cernavoda 3 e 4 (PHWR Candu 750
MW cada), no mesmo sítio das usinas 1 e 2. Em 2011 as empresas europeias
Iberdrola (6,2%), RWE Power (9,15%), GDF Suez (9,15%), CEZ (9,15%),
desistiram de participar do projeto devido às incertezas econômicas e de
mercado, e a SNN – Societatea Nationala Nuclearelectrica passou a deter
84,65% do investimento.
A empresa SNN disse que a China por intermédio da China Nuclear Power
Engineering Co.-CNPEC, estaria interessada no projeto das duas novas
Cernavoda, e também a Coreia do Sul. A concorrência internacional aberta em
novembro de 2011 aparentemente não recebeu ofertas. Em outubro de 2012 o
governo romeno solicitou que as empresas que desistiram de participar do
projeto reconsiderassem sua decisão e retornassem às discussões.
Devido a dificuldades de financiamento, o governo romeno não forneceu os
fundos prometidos e a SNN não foi capaz de arcar com os custos do projeto.
O grande problema enfrentado pelo país é a falta de recursos para terminar
suas construções.
O país produz seu próprio combustível desde os anos 80 na Nuclear Fuel
Plant (FCN) em Pitesti.
Os reatores do país são tipo Candu (PHWR) e o projeto prevê resistência a
grandes terremotos, estando localizado acima da área teoricamente atingida
pela maior enchente do Rio Danúbio (num estudo de previsão para 10.000
anos), e também muito acima do nível do Mar Negro, entre outros
questionamentos quanto a sua segurança. Segundo as autoridades do país
seria muito difícil algo similar a Fukushima acontecer.
Rússia
País
usinas em
operação
capacidade
atual (MW)
usinas em
construçã
o
capacidade em
construção (MW)
Rússia
33
23.643
10
9285
Energia Nuclear % do total
gerada 2013
gerado
(TWH)
em 2013
161,718
17,52
A Rússia tem 33 usinas (23.643 MW) em operação, sendo 17 PWR (VVER);
15 RBMK ou LWGR– (o mesmo modelo da usina ucraniana Chernobyl) e 1
FBR. Existem ainda mais 10 reatores em construção (1 FBR e 9 VVER) com
capacidade de 9.285 MW líquidos e 20 planejadas (21.400 MW líquidos), já
com local escolhido e data de início de operação prevista. Existem ainda mais
24 unidades (24.180MW) previstas para futuro, porém com datas ainda
incertas.
O foco na geração nuclear pela política energética russa visa a permitir a
exportação de seu gás natural para a Europa – mais lucrativa do que seu uso
para a geração doméstica de eletricidade – e à substituição de seu parque
gerador, já no fim de sua vida útil. Até 2030, 24 usinas deverão encerrar sua
vida útil e muitas das novas serão as reposições das que se aposentam.
As usinas em operação produziram em 2013 mais de 161 TWh de energia ou
17,50% da energia do país.
As usinas russas são licenciadas para uma vida útil de 30 anos. Atualmente
estão em andamento processos de extensão de vida para 10 usinas de
reatores de primeira geração (Kursk 1&2, Kola 1&2, Bilibino 1-4, Novovoronezh
3&4), totalizando 4,7 GWe, a serem revitalizados por 15 a 25 anos, após
investimentos para reformá-los. Três reatores RBMK receberam licença para
operar por mais 15 anos (Leningrad 1, 2 e 3), podendo operara até 2018, 2022
e 2024, respectivamente, após melhorias no projeto original.
A eficiência da geração nuclear cresceu fortemente na última década (o fator
de disponibilidade passou de 56% para 76%), e toda a matriz energética está
tentando acompanhar o crescimento do consumo, que se tem mantido em
níveis bastante expressivos.
A segunda usina da central de Volgodonsk (também conhecida como Rostov)
entrou em operação comercial no final de 2010 e existem mais 2 em
construção no mesmo sítio que devem ficar prontas até 2016. O governo
assinou em novembro de 2011 a resolução de construir mais 2 reatores
(central de Monakovo, VVER-TOI) na região de Nizhniy Novgorod com
capacidade de 1.150 MW. Esta já seria a nova geração russa de reatores
moderados a água.
Outra novidade russa é a usina nuclear flutuante que a população de Pevek,
localidade russa situada na região ártica de Chukotka, aprovou, após descartar
que esta ameace o entorno da região. A proposta foi aceita em debate popular
convocado pelas autoridades do município de Chaunski, onde está localizada
Pevek, com a participação de funcionários, deputados e ativistas.
A Rússia terminou o primeiro descomissionamento de uma instalação civil, e a
experiência adquirida será usada no futuro na indústria nuclear. O trabalho foi
realizado em uma fábrica de pellets de urânio enriquecido que foi retornada ao
estado sem atividade nuclear (greenfield status). O custo do projeto foi
equivalente a 21 milhões de dólares e, devido à complexidade do trabalho
(desmonte de equipamento, demolição de estruturas, remoção de solo
contaminado etc.), levou quase quatro anos.
Com relação aos eventos de Fukushima, o país realizará os mesmos testes
que as nações da UE, mesmo não fazendo parte do Bloco. Um programa de
inspeções está em andamento nas centrais russas com relação aos possíveis
riscos quando o operador se depara com falta de água e energia de
emergência para os sistemas de refrigeração. Em sequência, em meados de
junho de 2011, foi anunciado um programa de melhorias de segurança no valor
de 15 bilhões de rublos (530 milhões de dólares) destinado a energia e água de
emergência composto de 66 novos motores a diesel, 35 estações de
bombeamento móveis e outras 80 bombas fixas, além da instrumentação e do
controle desses equipamentos.
Desde o evento de Fukushima, a Rússia manteve a construção da usina de
Leningrado 2 (segunda fase). Continua também construindo mais 2 usinas na
China e 1 na Índia e já assinou contratos para construção de mais 12 usinas (4
na Turquia, 2 na Belarus, 2 em Bangladesh, 2 no Vietnam e mais 2 na Índia),
que deverão ser iniciadas de 2013 a 2015.
Suécia
A Suécia possui dez reatores nucleares em operação que produziram 63,72
TWh de energia em 2013, ou 42,7% do total de energia do país. Existem três
reatores fechados, sendo um por término de vida útil (Agesta) e dois
(Barsebäck) por decisão política. O aumento de capacidade dos reatores
existentes no país atingiu cerca de 1.150 MW e conseguiu praticamente
equivaler à capacidade dos dois reatores Barsebäck-1 (BWR-600 MW) e 2
(BWR-615 MW), fechados prematuramente em 2004 e 2005.
Com uma população de cerca de 9 milhões de habitantes, tem 1 reator nuclear
por milhão de residentes.
A produção de energia elétrica na Suécia é dominada por duas formas de
geração: a hidroelétrica, com cerca de 50% da capacidade, e a nuclear, com
45%. A expansão dessas produções era limitada por legislações que protegiam
os rios e proibiam a construção de outros reatores, mas ,em junho de 2010, a
legislação que bania essas construções foi oficialmente abolida pelas
autoridades do país e, desde janeiro de 2011, outros reatores poderão ser
construídos, para substituir os mais antigos, ou para aumentar a capacidade de
geração. Com um parque gerador nuclear em que todos os reatores têm entre
20 e 38 anos de operação, esse fato é muito importante no sentido de garantir
a segurança de suprimento de eletricidade ao país.
Em 2013 a empresa sueca Vattenfall informou que está procurando áreas de
terra ao lado da Central Ringhals para aquisição, objetivando a construção de
um novo reator (o de número 4), que pela lei vigente no país só pode ser
instalado ao lado dos reatores existentes e em substituição aos antigos. Até
2025 pelo menos 4 reatores atingirão o término da vida útil e serão fechados,
ocasionando a perda de mais de 22 TWh de energia firme no país.
O governo sueco, por intermédio de seu primeiro-ministro, declarou que
manterá a decisão de repor os reatores nucleares ao final de sua vida útil por
novas nucleares.
Além disso, o fechamento de unidades geradoras de propriedade da estatal
sueca Vattenfall na Alemanha (Brunsbuettel e Kruemmel) já levou o país à
queda de 8% no balanço líquido em relação ao ano anterior.
Resíduos Nucleares
Com um parque gerador nuclear em que todos os reatores têm entre vinte e
trinta e oito anos de operação, a segurança de operação e os processos de
guarda de resíduos são uma preocupação constante. Para tratar a questão
existe a Companhia de Gerenciamento de Combustível e Rejeitos - SKB, uma
empresa independente de propriedade dos operadores de usinas nucleares da
Suécia, escolheu, em junho de 2009, um sítio (Östhammar) localizado próximo
à Central Forsmark para sediar o depósito final de combustível irradiado do
país.
Anualmente mais de 10.000 pessoas visitam a área de cavernas de teste do
laboratório Aspo Hard Roch, um modelo onde o combustível usado de centrais
nucleares poderá ser armazenado. A população é incentivada a conhecer as
soluções propostas como política de esclarecimento geral. A aceitação da
população quanto ao depósito é de mais de 80% e havia competição com
outras comunidades interessadas em hospedar a instalação.
A operação do depósito final pode ser possível em 2023 se for cumprido o
cronograma proposto. Segundo a porta voz da empresa de Combustível
Nuclear e Gestão de Resíduos (SKB), Inger Nordholm, a política que levou a
esta posição foi a de completa transparência com as comunidades, informando
o que se queria fazer, o porquê e o como se encontraria um lugar para isto.
Suíça
País
Suíça
usinas
em
operação
5
capacidade
atual (MW)
usinas em
construção
3.308
0
capacidade em
construção
(MW)
0
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
24,99
% do total
gerado em
2013
36,4
A Suíça possui cinco reatores nucleares em operação (3.308 MW de
capacidade instalada distribuída 3 PWR e 7 BWR) que produziram 24,991 TWh
de energia em 2013, o que representa 36,4% da energia elétrica gerada no
país. Com 7,6 milhões de habitantes, isso representa cerca de um reator para
cada milhão e meio de habitantes. Essas usinas foram projetadas para operar
por 50 anos, e atualmente têm licença para operar por tempo que varia de
2019 a 2034, quando do término de vida útil dos reatores.
A Suíça procura há tempos um local adequado para construir um depósito final
dos rejeitos atômicos. Por enquanto, ele é transportado para depósitos
intermediários em Sellafield (Inglaterra) e La Hague (França), mas deverá
retornar ao país quando houver essa definição. A previsão da entrada em
operação dos depósitos para rejeitos é até 2024.
O país realizou os mesmos testes que as nações da UE, mesmo não fazendo
parte do Bloco. As conclusões dos testes são que as centrais têm altos níveis
de segurança. As autoridades federais suíças analisavam três pedidos de
construção de novas usinas nucleares quando ocorreu o acidente e, como
consequência, esses processos foram suspensos.
As leis propostas de abandono da energia nuclear não são rígidas e incluem
avaliação periódica da situação energética do país e do desenvolvimento
tecnológico mundial de forma a permitir mudanças políticas quanto à energia.
Ucrânia
País
Ucrânia
usinas
em
operação
15
capacidade
atual (MW)
usinas em
construção
13.107
2
capacidade em
construção
(MW)
2.000
Energia Nuclear
gerada 2013
(TWH)
78,17
% do total
gerado em
2013
43,6
A Ucrânia tem 15 reatores em operação com capacidade instalada de 13.107
MW (13 VVER 1.000 MW e 2 VVER 400 MW) e quatro unidades fechadas (a
central de Chernobyl – 3 RBMK 925 MW e 1 RBMK 725 MW). A central nuclear
de Zaporozhe, no Leste da Ucrânia, é a maior da Europa, com 6 reatores tipo
VVER de 950 MW cada um.
Em 2013 as usinas nucleares ucranianas produziram 78,166 TWh, que
representaram 43,6% da energia elétrica do país. Com cerca de 45 milhões de
habitantes (censo 2010) e as dimensões do Estado de Minas Gerais, no Brasil,
tem um reator para cada 3 milhões de habitantes e consome quase o dobro da
energia per capita dos brasileiros.
As fontes primárias de energia da Ucrânia são o urânio e o carvão, sendo que
petróleo e gás são importados da Rússia, que também fornece o combustível
nuclear. Atualmente o país começa a desenvolver o gás de xisto (Shale gas)
que pretende fornecer para a Europa.
Em 2004 a Ucrânia completou, comissionou e pôs em operação comercial a
unidade 2 da central Khmelnitski (1.000 MW – VVER), e também a unidade 4
(1.000 MW – VVER) da central Rovno. A empresa russa Atomstroyexport vai
terminar a construção das unidades 3 e 4 da central Khmelnitski (1.000 MW –
VVER cada), conforme aprovado em outubro de 2008. A construção havia sido
suspensa em 1990. A usina 3 está com 75% dos trabalhos concluídos e a
usina 4, com 28%. Conforme dados da World Nuclear Association (WNA),
existem 22 reatores planejados na Ucrânia, sendo que nove se destinam à
reposição dos antigos, que sairão de operação até 2035, e os outros 13 para
atender às necessidades futuras de consumo do país. Este vultoso
investimento ainda não tem o financiamento necessário.
Em dezembro de 2013, a unidade 1 da central South Ukraine de 950 MW
recebeu licença para extensão de vida de mais 10 anos do seu órgão regulador
State Nuclear Regulatory Inspectorate (SNRI) of Ukraine e vai operar até 2023.
As usinas de Rovno 1 e 2 já estão com vida estendida e também as South
Ukraine 2 e 3 estão no processo de extensão de vida (término de operação
previsto em 2019).
Os quatro reatores Chernobyl estão sendo descomissionados. A unidade 4,
que foi destruída em 1986, no pior acidente nuclear já ocorrido no mundo, está
encapsulada em um sarcófago, e uma nova estrutura de proteção está sendo
construída sobre ele.
O país realizou os mesmos testes de estresse que as nações da UE, mesmo
não fazendo parte do Bloco.
A Ucrânia não reprocessa seus resíduos e eles são mantidos nas próprias
usinas. Os 4 reatores Chernobyl estão sendo descomissionados. A unidade 4
que foi destruída em 1986 por acidente nuclear, com explosão e liberação de
radiatividade, está encapsulada em um sarcófago e uma nova estrutura de
proteção está sendo construída sobre ele.
Após a queda da União Soviética, a Ucrânia negociou a repatriação das ogivas
nucleares que estavam no país (em 1991 havia 1.900 ogivas e 176 misseis
balísticos intercontinentais- era o terceiro arsenal no mundo) e a sua
transformação em combustível nuclear, livrando-se também do risco de
qualquer acidente com armas atômicas e podendo, então, assinar o Tratado
de Não Proliferação de Armas Nucleares - TNP.
Países Bálticos (Lituânia, Estônia, Bielorrússia e Letônia)
Por serem muito pequenos para assumir os custos da construção de uma usina
nuclear, os Países Bálticos querem se consorciar para a sua construção. Em
conjunto, também podem se beneficiar de linhas de crédito a que têm direito no
Nordic Investment Bank. O projeto pode incluir a Polônia. Já existe a proposta
para um reator (Visaginas) na Lituânia, em consórcio com a Estônia, que os
governos classificam como de implementação imediata para garantir segurança
energética e aliviar a dependência do gás importado da Rússia, além de ajudar
no cumprimento de metas europeias de redução de emissões de gases do
efeito estufa.
Em dezembro de 2009 foi fechado o último reator (RBMK) da Lituânia que
estava em operação no país, conforme o termo de adesão à União Europeia. A
Lituânia vinha tentando manter em funcionamento até 2012 a usina nuclear
Ignalia 2 (1.300-MW RBMK), mas não conseguiu convencer as autoridades
europeias. Será construído um repositório intermediário no próprio sítio da
usina (contrato Areva a ser pago pela União Europeia) para guardar os rejeitos
de média e baixa atividades resultantes do descomissionamento. Em março de
2010 foi assinado um acordo com a Suécia para a construção de uma linha de
transmissão para fornecer eletricidade ao país, enquanto não são disponíveis
outras usinas nucleares.
A Lituânia decidiu em 14 de julho de 2011 que o fornecedor para o novo reator
Visaginas será a Hitachi-GE, com o reator tipo ABWR 1.340 MW que deverá
estar em operação em 2020. Em 23 de dezembro de 2011 foi assinado o
contrato de fornecimento de serviços com o custo estimado em até 5 bilhões de
euros. É prevista a decisão sobre a participação da Latvia e da Estônia no
projeto em meados de 2013. A Lituânia teria 38% da energia. A Polônia
informou que não participará.
Outra solução para a falta de energia desta região é a proposta russa de
construção de 2 VVER com capacidade de 1.200 MW cada em Kaliningrad,
que é vizinha (10 km) à Lituânia e à Polônia, cuja construção se iniciou em
2011 com operação prevista para 2016 e 2018. O projeto foi apresentado aos
investidores como negócio com clientes garantidos.
Em outubro de 2012 os lituanos votaram contra a construção de uma nova
usina no mesmo sitio onde anteriormente existia a central nuclear de Ignalina.
Ainda pode haver, daqui a 2 anos, um segundo referendo. Uma decisão final
sobre o investimento deverá ser tomada até 2015, que segundo a empresa
Hitachi, permitiria a nova usina operar em 2022.
Bielorússia
A Bielorrússia tem uma população de 9,6 milhões de habitantes, a maioria
residindo em áreas urbanas. A produção de energia elétrica é mais de 99 % a
partir de combustíveis fósseis. O país foi parte da União Soviética até 1991,
quando se declarou independente.
Em 2011 foi assinado o acordo intergovernamental entre a Rússia e a
Belorrússia para a construção da primeira central nuclear do país. O projeto
prevê 2 reatores do tipo VVER, AES-2006 de 1200MW (modelo de geração
III+) cada um na localidade de “Ostrovetskaya” na província de Grodno. A
operação da primeira unidade é prevista pa 2018 e a segunda em 2020.
O início oficial da construção da primeira central nuclear do país foi marcado
pela concretagem da lage de base na área do reator no site Ostrovets, na
Bielorrússia, realizada em 11 de julho de 2011. A segunda começou em abril
de 2014.
A licença total de construção foi emitida em abril de 2014 para a primeira de
duas unidades na planta Ostrovets na Bielorrússia, permitindo que o reator e os
edifícios de planta possam ser construídos. Concreto para fundação da
unidade foi colocado no final de 2013.
Os
reatores
serão manufaturados pela
AEM-Technologies,
de
São
Petersburgo, uma subsidiária da Atommash de engenharia de fabricação de
grandes componentes (vasos de pressão, geradores de vapor, partes
internas de reatores etc.) situada em Volgodonsk. Todas fazem parte da
grande holding nuclear russa Rosatom.
O projeto da central na Bielorrússia passará pelos mesmos testes que os
aplicados às nações da UE, mesmo não fazendo parte do Bloco. Já a Lituânia
decidiu em julho de 2011 que o fornecedor para o novo reator Visaginas será a
Hitachi-GE, com o reator tipo ABWR que a usina deverá operar em 2020.
C - África / Oriente Médio
O continente africano tem enormes reservas fósseis e fontes hidráulicas que
podem ser usadas para gerar energia, contudo a eletrificação e o consumo são
em níveis muito baixos, em especial nas áreas rurais, uma vez que os países
são incapazes de utilizar suas reservas devido às secas extremas, ao alto
preço do petróleo, aos conflitos e à falta generalizada de recursos.
Os sistemas de transmissão de energia existentes são precários para dar o
necessário suporte para a distribuição interna nos países, além de
apresentarem altas perdas. Existe a necessidade urgente de oferecer à
população do continente eletricidade de qualidade e com confiabilidade.
Energia Nuclear está em consideração por mais de 20 países africanos que
não a possuem. No Oriente Médio e norte da África estão nesta condição os
países do Golfo Pérsico incluindo a
União dos Emirados Árabes, Arábia
Saudita, Qatar e Kuwait, Yemen, Israel, Síria, Jordânia, Egito, Turquia,
Tunísia, Líbia, Algeria, Marrocos, Sudão.
No Oeste e Sul do continente:
Nigéria, Gana, Senegal, Quênia, Uganda e Namíbia.
Existem programas de formação de mão de obra nuclear capitaneados pelos
Estados Unidos e na concepção de pequenos reatores (50 a 200MW) que
poderiam ser a opção mais econômica para os países mais sem recursos no
continente.
África do Sul
A África do Sul possui dois reatores em operação (Koeberg 1 e 2 - PWR 900
MW cada), que em 2013 produziram 13,64 TWH, cerca de 5,7% da energia
elétrica do país.
A África do Sul tem um projeto próprio de reator, mas por problemas de
financiamento a empresa responsável, PBMR (Pty) Ltd, está em fase de
extinção com a retirada do apoio do governo do país, que já havia investido,
nos 11 anos de sua existência, cerca de 1,23 bilhão de dólares na empresa
que oficialmente pertence à Eskon (Industrial Development Corp) e à
Westinghouse.
A ex- ministra de Energia, Dipuo Peters, reiterou o compromisso do governo
com a energia nuclear e com fontes renováveis, para a redução dos gases de
efeito estufa e diversificação da matriz elétrica. Segundo ele, o acidente
japonês trará lições que serão aproveitadas nos projetos que estão previstos
para operar em 2023, já que nessa indústria experiências são trocadas entre os
países, beneficiando a todos.
O país pretende construir 9.600 MW de nova capacidade nuclear nas próximas
2 décadas como parte do plano de dobrar o suprimento energético da África do
Sul, de 25.000 MW para 50.000 MW, a um custo total estimado de 89 bilhões
de euros. Nesse plano estão também energias eólica, a carvão e solar.
Em outubro de 2013, um memorando de entendimento entre a empresa sulafricana SEBATA (empresa de engenharia, suprimento e gestão de
construção) e a Westinghouse para a preparação para a construção potencial
de usinas nucleares AP1000 no país.
Arábia Saudita
Com uma população de 26 milhões de pessoas e um consumo anual de
eletricidade crescente este é o país de maior capacidade instalada na região
com cerca de 30 GW.
Em 2008, o país assinou acordo de cooperação com os Estados Unidos para
desenvolvimento de programa civil de geração nuclear. Em fevereiro de 2011,
acordo similar foi assinado com os franceses, e o país também se encontra em
conversação com os russos.
Em junho de 2011, a Arábia Saudita confirmou seus planos de construir 16
reatores nucleares de potência nas próximas duas décadas a um custo
estimado de 80 bilhões de dólares. Esses reatores serão usados em geração
de energia e dessalinização de água e os 2 primeiros deverão começar a
operar a partir de 2020, seguindo-se todos os demais até 2030. O governo
espera que a energia nuclear chegue a 20% do consumo interno nos próximos
20 anos.
Há ainda a possibilidade de uso de pequenos reatores (Small reactors) para
dessalinização de agua do mar, como o argentino CAREM.
Diversos acordos de cooperação foram assinados com fornecedores de
reatores (GE Hitachi Nuclear Energy e Toshiba/ Westinghouse; AREVA e EdF)
preparando para a concorrência internacional que precederá o início de
construção de uma central nuclear.
Egito
O Egito não dispõe de grande quantidade de combustíveis e a previsão é que
as reservas de óleo e gás durem apenas mais três décadas. Por essas e outras
razões o Egito deve assinar contrato com uma das seis consultoras
estrangeiras que submeteram ofertas à concorrência para desenvolver as
atividades que ajudarão o país nos trabalhos preparatórios para a primeira
central egípcia.
Espera-se que até 2016 já se tenham determinados o tipo e o fornecedor do
futuro reator, uma vez que o país pretende construir quatro usinas nucleares
até 2030, com a primeira entrando em operação em 2025. O sítio escolhido é
El-Dabaa, na costa do Mediterrâneo. As atividades licitadas incluem o
treinamento das equipes, em especial em atividades de segurança nuclear e
monitoramento de usinas, sistemas de qualidade e de regulação que
possibilitem ao país nivelar-se aos padrões internacionais antes da construção
das usinas propriamente ditas.
Em fevereiro de 2014 o Ministro da Eletricidade informou que 6 países
expressaram a intenção de participar da concorrência internacional para a
construção da Central nuclear egípcia.
Além dessas atividades existem acordos de cooperação com a Rússia para
futuros trabalhos em prospecção de minério de urânio, treinamento de mão de
obra especializada em questões regulatórias, construção e operação nuclear.
O Egito tem dois reatores que são usados em pesquisa de nêutrons e
radiografia, física de nêutrons e produção de radioisótopos.
Gana
Gana tem 24 milhões de habitantes e é uma economia mediana. Sua energia
vem da Central de Akosombo, de 1.020 MW (no Rio Volta), que também
atende os vizinhos do Oeste da África. A maior parte dessa energia (80%) vai
para a companhia americana Valco (Volta Aluminium Company).
A empresa russa Rosatom assinou um memorando de cooperação com Gana
para criar a infraestrutura necessária para suportar o desenvolvimento de
energia nuclear no país. Uma central nuclear pode suprir 10% da energia de
Gana até 2020. Um grupo de trabalho foi constituído para esse fim. O país
opera um reator de pesquisa de origem chinesa (GHARR-1) desde 1994.
Israel
O país não faz parte da AIEA e não é signatário dos acordos de não
proliferação de armas nucleares (TNP), mas se tem notícia de que desenvolve
um completo programa nesse campo, podendo ter forte capacidade nuclear
militar. Toda informação nesse contexto de armas nucleares é de difícil
avaliação sem o acesso a dados concretos de inteligência do país, o que não é
o foco desse trabalho.
Uma usina nuclear para geração elétrica não é recomendada para o país, uma
vez que o seu grid é pequeno (10.000 MW), mas mesmo assim, em março de
2010, o governo (ministro da Infraestrutura) anunciou que o país passará a
desenvolver um programa civil e que a primeira usina deverá operar nos
próximos 15 anos. Israel se dedica ao setor de energias renováveis.
Israel possui o Centro de Pesquisas Nucleares de Negev, a 13 km da cidade
de Dimona (Kamag), e o Soreq Nuclear Research Center (Mamag), a cerca de
55 km de Tel Aviv, em cada um dos quais são operados os dois reatores de
pesquisa do país.
Jordânia
A Jordânia tem um programa civil de energia nuclear e, após assinar
memorandos de entendimento com fornecedores de reatores do Canadá
(AECL), do Japão e da Coreia do Sul (empresa Kepco), para a seleção do sítio
para a construção de sua central nuclear, escolheu, em setembro de 2009, a
Tractebel
Engineering
(GDF
Suez
company)
como
parceira
no
desenvolvimento de tecnologia nuclear e estudos objetivando o uso dessa
energia na produção de água potável a partir da água do mar.
A Jordânia, que não é produtora de petróleo ou gás, pretende ter 30% de sua
energia fornecida por fonte nuclear até 2030, muito disso em decorrência da
descoberta de depósitos de urânio em seu território (estimado em 65.000
toneladas) e que o país pretende explorar, apesar da forte objeção dos Estados
Unidos. A política americana se recusa a permitir que a Jordânia minere e
enriqueça o próprio urânio, condicionando qualquer cooperação nessa área à
compra de combustível nuclear no mercado internacional, com o objetivo de
evitar, segundo os americanos, problemas de proliferação de armas e/ou
outras intenções militares.
Enquanto isso a Jordânia assinou contrato de mineração do seu urânio com a
Areva, com duração de 25 anos.
A concorrência internacional para o projeto de uma central de 1.000 MW teve a
Atomstroyexport (Rússia) como vencedora. A empresa financiará 49% do
projeto ficando o restante sob a responsabilidade do governo da Jordânia. O
modelo escolhido foi AES92 (VVER 1000MW). A central deverá se localizar
em Majdal, a 40 km ao norte de Amman, com refrigeração a partir de uma
estação de tratamento de esgoto. Os contratos estão sendo preparados, mas
ainda não foram assinados.
O país esperava começar a construção de sua unidade nuclear (750-1.200
MW) em 2014, para chegar à operação do primeiro reator em 2020 e do
segundo em 2025.
Um contrato para a construção de um reator de pesquisa de 5 MWt foi
assinado com a Coreia do Sul em dezembro de 2009, que servirá tanto para
produção de radioisótopo como também para treinamento do corpo funcional
no país. A previsão é que este reator entre em operação em 2016.
O acidente de Fukushima não trouxe modificações na política nuclear do país.
Em maio de 2012 o Parlamento votou a favor da suspenção do programa
nuclear no país, incluindo a exploração de urânio conforme havia sido
recomendado pelo Comitê Parlamentar de Energia e Recursos Minerais, mas A
JAEC - Jordan Atomic Energy Commission diz que isto representa apenas a
cautela de todo o processo.
Namíbia
Metade da energia elétrica do país é suprida pela África do Sul, que também
enfrenta problemas internos de suprimento.
A Namíbia não possui usinas de geração elétrica nuclear, mas é o 1º. produtor
africano de urânio e o quarto maior produtor no mundo. De acordo com o
governo, o país vai usar esse potencial para desenvolver sua indústria nuclear
e na geração de energia por meio de centrais nucleares destinadas a
complementar o mix energético do país. A previsão é ter uma usina produzindo
energia em 2018, mas não há evidência nas atividades nucleares que suporte
esta afirmação.
A política para o urânio e para a energia nuclear deverá contemplar todo o ciclo
do combustível.
Em novembro de 2012 começou a construção da Swakop Uranium’s Husab
Project após a assinatura do contrato de engenharia, procura e construção
(EPC). A Swakop Uranium é uma entidade cujos proprietário são a China
Guangdong Nuclear Power Company Uranium Resources Company Limited e
o fundo China-Africa Development Fund.
Nigéria
A Nigéria tem a capacidade instalada total de 2 GW (dados de 2013) e não
possui reatores nucleares de potência em operação, mas possui um reator de
pesquisas operando desde 2004 no Centre for Energy Research and Training
na Universidade Ahmadu Bello em Zaria.
Segundo a Comissão de Energia Atômica da Nigéria (NAEC), o país deverá
construir uma central nuclear nos próximos três anos para a produção de
eletricidade e, para isso, um programa de recrutamento e qualificação de mão
de obra especializada no campo nuclear será lançado no país, que se
comprometeu a seguir todas as normas de segurança estabelecidas por
organismos internacionais de regulação.
Em agosto de 2011 a empresa russa Rosatom e o governo da Nigéria
finalizaram uma proposta de cooperação intergovernamental em projeto,
construção, operação e descomissionamento da 1ª usina nuclear do país, que
deverá ter 1.000 MW de potência e iniciar a operação em 2020. A central em
questão irá acrescentar mais capacidade até 4.000 MW até 2030. A licença do
sítio (que pode ser Kogi e Akwa Ibom) é esperada para 2013, segundo
informou o governo.
Quênia
No início de 2011, o Kenya's National Economic and Social Council (NESC),
entidade governamental destinada a acelerar o crescimento econômico do
país, recomendou que se começasse um programa nuclear como forma de
atender às crescentes necessidades de energia e que tomasse as providências
para que uma usina estivesse disponível em 2020.
O ministro de Energia do Quênia, Kiraitu Murungi, formou um comitê de 13
especialistas para preparar um plano detalhado, com cronograma, e está
procurando sítios ao longo de sua costa para a construção de uma usina
nuclear, que deverá atender aos requisitos que a AIEA exige para essa
atividade. A empresa KenGen, a maior produtora de eletricidade, está
procurando parceiros para uma Central nuclear de até 4.200 MW, tentando
dessa forma reduzir os problemas causados pelas secas que reduzem os
reservatórios de água usados na geração hidroelétrica (65% da geração
interna). O processo de gestão do projeto nuclear do país começou com o
recrutamento de pessoal especializado, inicialmente composto de um líder de
equipe do projeto de viabilidade, auditor interno, contador financeiro, gestor de
contratos, assistente jurídico e assistente de auditoria relacionada com planos
de construir um projeto de energia nuclear.
O órgão regulador ERC estima que o pico de demanda de energia do país
está em cerca de 1.200 MW contra uma capacidade instalada de 1.500 MW,
e é projetada para o país uma necessidade mínima de 1.800 MW até 2016.
Além da África do Sul, apenas o Quênia na região subsaariana tem planos de
construção de central nuclear como forma de atender suas necessidades
energéticas a curto prazo (2015).
Turquia
A Turquia importa a maior parte da sua energia. Em 2011 produziu 228 TWh de
energia elétrica (com capacidade instalada em 64% térmicos e 36%
renováveis), para atender uma população de 72 milhões de habitantes. Nesse
contexto a Turquia abriu, em março de 2008, concorrência internacional para a
construção de até 4.000 MW de capacidade nuclear para início de construção
até 2015, com a possível reativação do projeto Akkuyo, que havia sido
suspenso em 2000.
Em setembro de 2009 o embaixador turco na AIEA, Ahmet Ertay, informou que
seriam construídos pela Rússia 5 reatores tipo VVER-1200 no sítio de Akkuyo,
na costa mediterrânea, com capacidade de 5.000 MW e que estavam em
estudos um segundo projeto com capacidade de 10.000MW em um sítio
separado ainda não licenciado no Mar Negro (Sinop).
No final de 2010 os acordos assinados entre a Turquia e a Rússia foram
ratificados pelos respectivos Parlamentos e definidos os critérios para a venda
da energia nuclear gerada para a empresa turca TETAS, que comprará 70% do
total produzido pelas duas primeiras usinas (1.200 MW cada) em Akkuyo. Esse
projeto foi orçado em 20 bilhões de dólares e a primeira usina está com
operação prevista para 2021.
Em 2013 os responsáveis pelo projeto Sinop, localizado na costa do Mar
Negro, cuja concorrência internacional se encontra em andamento, informou
que a empresa coreana Kepco havia sido desclassificada na concorrência que
agora tem como principais participantes as empresas MHI e Areva. O país
escolheu em 2013 o consórcio franco-japonês Mitsubishi Heavy Industries –
GDF Suez para o projeto Sinop. O projeto Sinop consiste de 4 reatores
(capacidade total de 4.500 MW) e a construção deve ser iniciada em 2017 com
a primeira unidade estando pronta em 2023. O projeto está orçado em 22
bilhões de dólares
O país fará os mesmos testes que as nações da EU na questão da segurança
das usinas, mesmo não fazendo parte do Bloco. O acidente de Fukushima não
trouxe modificações na política nuclear do país.
União dos Emirados Árabes
Em 2008, após um grande estudo, o governo resolveu que, para atender ao
crescimento do consumo de energia na região, o país precisa dobrar a
capacidade disponível e que a melhor fonte para atender a essa necessidade
seria a energia nuclear.
Acordos de cooperação foram assinados com vários países para suporte a um
programa civil de energia nuclear que pretendem ter em operação até 2020
três usinas nucleares de 1.500 MW cada uma.
A Coreia do Sul venceu a concorrência internacional para a construção da
primeira central nuclear (quatro reatores) dos Emirados Árabes com o reator
APR-1.400. O contrato assinado por Korea Electric Power Corporation (Kepco)
e Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) chega a 40 bilhões de dólares,
e as quatro unidades suprirão 25% da eletricidade do país.
O sítio selecionado para a primeira central é Braka, próximo a Doha (capital do
Qatar) e a 240 km de Abu Dhabi, e pode conter até quatro reatores. No final de
março de 2011 foi realizada a cerimônia de início de construção da central em
Braka, e se prevê o início da operação comercial para 2017.
Além disso, foram contratadas seis empresas para o suprimento das diversas
etapas do combustível nuclear para a futura usina pelos próximos 15 anos. Já
foi assinado (agosto de 2012) um acordo de cooperação com a Austrália que
permite que empresas australianas produtoras de urânio exportem o material
para os Emirados.
Em outubro de 2012 foi iniciada a construção da usina Barakah-1 com a
colocação do primeiro concreto, e em maio de 2013 começou a concretagem
da segunda usina Barakah-2 no mesmo sítio. A licença para a construção das
unidades 3 e 4 já foi solicitada.
D – Ásia
Localização aproximada das usinas nucleares na Ásia
A região da Ásia-Pacífico é fortemente dependente de fontes térmicas para
geração de energia, com cerca de 60% da energia de China, Japão, Coreia do
Sul e Índia vindos dessas fontes. A mudança do mix de geração é esperada
para a região, com a energia nuclear ganhando maior destaque. Com o rápido
crescimento apresentado na China é provável que o número de reatores na
região dobre até 2020. Hoje são 7 os países detentores de energia nuclear e se
espera que sejam 21 em 2020.
Cazaquistão
O Cazaquistão não possui nenhuma usina nuclear em operação, mas já teve
uma usina em Aktau no Mar Cáspio com um reator rápido (BN350) de
fabricação e operação russa em atividade de 1972 até 1999.
Devido à sua grande capacidade de produção de urânio (é o maior produtor
mundial de minério de urânio e tem cerca de 15% das reservas mundiais), o
Cazaquistão tem um grande peso na indústria nuclear. O país é capaz de
converter
urânio
altamente
enriquecido
(HEU)
em
urânio
de
baixo
enriquecimento (LEU) na sua fábrica Ulba (Ulba planta metalúrgica em UstKamenogorsk), como fez em agosto de 2011, quando 33 kg de urânio
altamente enriquecido foram convertidos em LEU, conforme relatado pela
National Nuclear Security Administration dos EUA - NNSA), que está
cooperando com o Cazaquistão para modificar o reator de pesquisa e torná-lo
capaz de usar LEU combustível.
Em seu novo plano de energia 2030 o país pretende ter seu suprimento
atendido em 4,5% por centrais nucleares aproveitando o fato de ser o maior
produtor mundial de urânio.
Ministro da Indústria e Novas Tecnologias Isekeshev confirmou que, embora a
construção de uma usina nuclear ainda não esteja muito na agenda, o
processo é visto como um objetivo a longo prazo e que nenhuma decisão foi
tomada ainda sobre o tipo de reator, o local ou o momento do projeto.
Um projeto para a construção de pequenos reatores nucleares russos em
Aktau está em consideração há vários anos, e estudos de viabilidade e
estudos ambientais já foram realizados. Planos para usinas nucleares,
incluindo reatores de água leve grandes para a região do sul, unidades
menores em partes do oeste e unidades de cogeração menores em cidades
regionais também já foram discutidos em várias ocasiões.
Em 30 de maio de 2014 (NucNet), a Russia e o Cazaquistão assinaram um
acordo que pode levar a cooperara na construção de uma central nuclear no
país A russa Rosatom informou que o acordo ora assinado cobre o projeto,
construção, comissionamento, operação e o futuro descomissionamento e que
o reator deverá ter a capacidade entre 300 e 1200 MW . Ambos os países tem
ainda a intenção de cooperar na produção do combustível e também na de
componentes.
China
A China é hoje o maior consumidor de energia do mundo (5.245 TWh em
2013), de acordo com a Agência Internacional de Energia Atômica. A demanda
chinesa por bens e produtos é tão grande que tem enorme impacto no mercado
global. O país tem pouca disponibilidade de petróleo e gás, mas é rico em
carvão e o seu consumo leva a grande pressão ambiental quanto à emissão de
gases. Além dos problemas com emissões de poluentes para o meio ambiente,
o abastecimento de água é precário e as disparidades regionais levam a
tensões internas.
Atualmente 83% da geração de eletricidade chinesa vêm da queima do carvão,
enquanto que no mundo esse valor é de 36%. A intenção do governo é baixar
essa dependência para 15% da geração de energia, sem, portanto, as
emissões produzidas pelos combustíveis fósseis.
No que tange à energia nuclear o país tem, até o fim de 2014, 23 usinas em
operação (18.998 MW) e o governo chinês prevê a construção de mais 200GW
de capacidade nuclear nos próximos 20 anos. De acordo com a IAEA existem
26 usinas em construção (com capacidade total prevista de 25.756 MW).
Todos os grandes fornecedores já fizeram suas ofertas ao governo chinês, uma
vez que este é o maior negócio mundial em geração nuclear da atualidade. Só
para a Areva a China irá pagar 12 bilhões de dólares por 2 EPR já contratados.
A opção chinesa pela energia nuclear está associada à grande demanda por
energia e à estratégia do governo de diversificar ao máximo sua matriz
energética para evitar colapsos no fornecimento. A matriz energética da China
é baseada, hoje, essencialmente, em carvão. O consumo per capita do país é
cerca de metade do brasileiro, mas a população é quase sete vezes maior.
A empresa chinesa CNNC realiza ampla cooperação internacional em energia
nuclear, combustíveis nucleares e aplicações da tecnologia nuclear e, além
disso, estabeleceu intercâmbio de ciência e tecnologia e relações econômicas
e comerciais com mais de 40 países e regiões, incluindo Rússia, França,
Alemanha, Reino Unido, Estados Unidos, Canadá, Japão, Coreia do Sul,
Paquistão, Mongólia, Cazaquistão, Jordânia, Níger, Argélia, Namíbia, Austrália
etc.
A Atomstroyexport, da Rússia, confirmou que fechou acordo com a chinesa
Jiangsu Nuclear Power Corporation (JNPC) para a construção dos reatores 3 e
4 na Central de Tianwan.
Em 2014 a China informou que já está fabricando domesticamente o seu vaso
de reator modelo de AP1000 que será usado na usina Sanmen 2 que está
sendo construída pela State Nuclear Power Technology Corp (Snptc) na
província de Zhejiang. O gerador de vapor também foi fabricado na China e
aprovado nos testes.
Em janeiro de 2011, a China anunciou ter desenvolvido uma tecnologia de
reprocessamento de combustível nuclear que reaproveitará integramente o
urânio irradiado e o plutônio de suas usinas, tornando o país autossuficiente
em combustível nuclear. Tecnologias de reprocessamento não costumam ser
compartilhadas entre os países.
A usina Qinsham 3, que é tipo Candu (PHWR) e usa normalmente urânio
natural, está usando, desde março de 2010, combustível reprocessado. Este
teste indica que a China está começando a encontrar uso para seu estoque de
urânio reprocessado (RepU) e que tem preocupação com o suprimento de
urânio para suas usinas.
A usina chinesa de Tianwan agora está operando em um ciclo de combustível
estendido de 18 meses depois de fornecimento da empresa russa TVEL
(Rosatom). O TVS-2M é o combustível usado atualmente em usinas Balakovo
e Rostov da Rússia, e recebeu aprovação regulatória para uso em fábricas
chinesas após a conclusão de um estudo piloto com seis montagens TVS-2M
em Tianwan 1.
O mesmo combustível será usado em Tianwan 2 e nas unidades 3 e 4 em
construção na mesma Central. Este combustível TVS-2M, será fabricado na
planta da China Yibin usando a tecnologia transferida da TVEL.
A China ordenou um amplo programa de inspeção de segurança em suas
usinas após o acidente de Fukushima. A aprovação de novos reatores ficou
condicionada aos resultados desses testes. Locais mais sujeitos a atividades
geológicas graves estão sendo descartados como sítios para novas usinas,
assim como áreas densamente povoadas, condições estas que não
preocupavam os chineses antes.
Os testes realizados nas centrais em operação não encontraram problemas de
segurança. Todo o sistema de segurança está sendo reavaliado, e só então
novas licenças serão liberadas, informou o ministro de Meio ambiente, Li
Ganjie. Ainda assim, de acordo com o secretário-geral da Associação de
Energia Nuclear da China, Xu Yuming, o país continua comprometido com os
80 GW nucleares previstos para 2020.
Coréia do Sul
A Coréia do Sul é a quarta maior economia da Ásia, mas não possui fontes
energéticas em seu território, importando cerca de 97% de suas necessidades,
inclusive todo o petróleo e urânio que utiliza.
O país está fazendo esforços para, além de reduzir sua dependência de
combustíveis fósseis, diversificar as fontes de geração de energia elétrica.
Atualmente, o carvão é a maior fonte geradora do país, suprindo 42% da
eletricidade coreana. O consumo de eletricidade per capita é cerca de 3 vezes
maior que o brasileiro.
A mais recente usina a entrar em operação comercial foi Shin-Wolsong (PWR 960 MW), em janeiro de 2012, cujo design é coreano (Improved Korean
Standard Nuclear Plant - OPR 1000). Até 2024, segundo o governo coreano,
deverão ser construídas mais 8 centrais além das atualmente em construção.
A política energética do país privilegia as iniciativas nucleares, levando em
consideração a segurança e a confiabilidade de suprimento de energia, uma
vez que a Coreia do Sul não dispõe de fontes energéticas em seu território. O
consumo de eletricidade per capita é cerca de três vezes maior que o
brasileiro.
A Coreia do Sul tem sua demanda por eletricidade crescendo a 4% ao ano há
uma década e tem um plano de exportação de tecnologia que pretende vender
até 80 reatores até 2030. Esse plano tem se mostrado satisfatório com a venda
de reatores para os Emirados Árabes e para a Jordânia.
Apesar da queda na satisfação do público interno com a energia nuclear devido
ao acidente de Fukushima, as previsões de novos reatores é de 29 unidades
contra as 33 anteriormente previstas. O país pretende continuar com a sua
expansão nuclear e mesmo plantas antigas como Kori 1 (de 1978) continuam a
gerar energia.
Em julho de 2011 uma comissão internacional de especialistas nucleares da
AIEA esteve na Coreia para verificar e assegurar as boas práticas
desenvolvidas no país. Recomendações de melhorias foram feitas à luz do
evento de Fukushima, sem ressalvas que comprometessem o bom
funcionamento das usinas.
Em 2014 a Coreia do Sul aprovou um plano para construir duas usinas
nucleares, no valor de US $ 7 bilhões, apenas duas semanas depois que o país
anunciou a intenção de reduzir a participação da energia nuclear no
fornecimento de energia total para 29% até 2035 (em vez de 41% em 2030) .
Os dois reatores teriam uma capacidade de 1.400 MW cada e devem ser
concluído até o final de 2020, a um custo de Won 7.600 bilhões (US $ 7
bilhões).
Índia
País
Índia
usinas
em
operação
21
capacida
de atual
(MW)
5.308
usinas em
construção
6
capacidade em
construção
(MW)
3.907
gerada 2013
gerado em
(TWH)
2013
30,3
3,5
A Índia enfrenta extraordinário desafio de conciliar uma enorme e crescente
população, um rápido desenvolvimento da economia e uma infraestrutura
ultrapassada. Uma das consequências foi a enorme falha do sistema elétrico
do país entre julho e agosto de 2012 que deixou sem energia mais de 600
milhões de pessoas.
Na Índia cerca de 40% da população (450 milhões de pessoas) não têm
qualquer acesso à eletricidade. O país atende à maioria de suas necessidades
de eletricidade com carvão (68%), hidroelétricas (15%) e gás (8%), mas para
fazer frente às gigantescas necessidades de energia de um país com mais de
1,15 bilhão de habitantes e cujo consumo é apenas 4% da energia per capita
dos Estados Unidos ou 25% do consumo per capita do Brasil é preciso muito
mais.
O mercado de fornecedores nucleares espera que até 2020 sejam
encomendados 25 novos reatores (cerca de 20 GW). A Índia possui
considerável quantidade de tório (290.000 toneladas).
A Índia tem 21 reatores nucleares em operação (5.308 MW) que produziram
em 2013 cerca de 3,5% da energia do país, que correspondeu a 30,3 TWh .
Existem atualmente 6 usinas em construção (3.907 MW) e mais 10 PHWR de
700 MW e 10 LWR de 1.000 MW estão planejados oficialmente e devem iniciar
a construção até 2015. A capacidade nuclear instalada do país deve atingir
10.080 MW em 2017, quando todas essas usinas em construção deverão estar
prontas.
De acordo com o ministro de Energia, Sushilkumar Shinde, o país tem planos
de chegar a 63 GW nucleares nos próximos 20 anos.
Em 13 janeiro de 2014 o primeiro-ministro da Índia, Manmohan Singh, lançou a
pedra fundamental de uma nova usina nuclear perto da aldeia de Gorakhpur, a
200 km a leste da capital Nova Deli, informou a Companhia de Energia Nuclear
da Índia Limited (NPCIL).
A nova estação, conhecida como Gorakhpur Haryana Anu Vidyut Pariyojna
(GHAVP), será composta de quatro unidades de 700 megawatts (MW). Eles
serão reatores de água pesada pressurizada (PHWR) utilizando urânio natural
como combustível. O projeto é indiano e os reatores serão construídos aos
pares pela NPCIL. A concretagem da primeira unidade se iniciará em junho de
2015 e a segunda no início de 2016. As duas unidades serão comissionadas
em 2020 e 2021, respectivamente.
As necessidades em infraestrutura, geração, transmissão e distribuição devem
levar a um gasto de 150 bilhões de dólares, de acordo com a consultoria
KPMG.
A Índia desenvolve um programa próprio de geração nuclear com ênfase em
reatores PHWR (22 unidades), a maioria com 220 MW de capacidade.
Contudo, também possui 2 reatores BWR (150 MW cada), 2 PWR (1.000 MW
cada) e 1 FBR.
A Índia tem um programa sólido de construção de usinas e busca fortalecer seu
sistema de geração nuclear com o acréscimo de mais 470 GW até 2050
(planejadas mais 39 usinas) e atingir 25% da sua eletricidade por fonte nuclear.
Construir mais capacidade nuclear é a proposta do governo para fazer frente
ao racionamento constante e severo que o país vive.
A Índia não é signatária do TNP – Tratado de Não Proliferação de Armas
Nucleares, e por possuir um programa de armas nucleares, e por isso vinha
enfrentou problemas de fornecimento de combustível nuclear para as suas
usinas. Dentre os reatores em operação e em construção, somente 6 estão
abertos a inspeções pela AIEA. A partir de 2008 o fornecimento de material
sensível à Índia está liberado. Com isso as empresas americanas estão
autorizadas a fornecer material, equipamento e tecnologia nuclear ao país. O
isolamento internacional devido à não participação no TNP levou a Índia a
desenvolver tecnologia própria e a formar internamente seus especialistas.
O governo também desenvolve um projeto de submarino de propulsão nuclear,
de 7.000 toneladas, construído na Índia e baseado no modelo russo Akula I
(deverão ser 5 unidades). A Rússia, que fornece 70% do equipamento bélico
ao país, entregou o primeiro submarino à Índia em dezembro de 2011.
No sistema de gestão de resíduos o tratamento é feito no próprio sítio das
usinas e um sistema para reprocessamento dos rejeitos nucleares está
adiantado e ajudará muito a mitigar o problema de escassez de energia do
país. O combustível das usinas PHWR são reprocessados em Bhabha Atomic
Research Centre (BARC) em Trombay, Tarapur e Kalpakkam para extrair o
plutônio que é usado em reatores “FAST BREEDER”. O país estoca o produto
do reprocessamento de combustível das demais usinas.
O acidente no Japão trouxe dúvidas aos habitantes e provocaram protestos
nos sítios nucleares que estariam mais sujeitos a terremotos e enchentes. As
autoridades prometeram reexaminar esses projetos no que diz respeito à
segurança e a mecanismos de reação a acidentes severos, aplicando os
melhores e mais modernos critérios internacionais. O governo se reservava o
direito de manter a opção nuclear, garantindo que a considera a melhor fonte
energética, principalmente com relação à redução de emissões de gases do
efeito estufa.
Irã
País
Irã
usinas
em
operação
1
capacida
de atual
(MW)
915
usinas em
construção
0
capacidade em
construção
(MW)
0
gerada 2013
gerado em
(TWH)
2013
3,89
1,5
O início do programa nuclear iraniano data do final dos anos 1950 e início de
1960 quando os americanos forneceram um pequeno reator de pesquisas, e
assinou um acordo em 1957 se comprometendo a fornecer ao Irã dispositivos
nucleares, equipamentos e a treinar especialistas. Antes da revolução islâmica
eram previstos até 23 reatores de potência para geração de eletricidade.
O Irã tem uma usina em operação (Bushehr, PWR 1.000 MW) conectada à
rede em setembro de 2011, e produziu em 2013 um total de 3,89 TWh, cerca
de 1,5% da energia do país. Cerca de 70% da eletricidade foi produzida com
gás e 25.5% a partir de petróleo, ambos abundantes no país. O consumo por
habitante é cerca de 2.000 kWh.
As obras da única central foram iniciadas em 1975 por um consórcio alemão
(Siemens/KWU) e paralisadas em 1980, após a revolução islâmica (1979),
quando os alemães acompanharam o embargo americano e quebraram os
contratos existentes na época. A construção foi retomada, após anos de
paralisação, com o auxílio da Rússia e a aprovação da AIEA, sendo concluída
após diversos atrasos provocados pelas mais diversas razões. A operação da
usina, o suprimento de combustível e a guarda dos rejeitos estarão a cargo da
Rússia pelos próximos 3 anos.
Atualmente o país planeja construir outros 5 reatores nucleares, para atingir
cerca de 10% da energia do país, conforme informa o governo, fazendo assim
frente aos racionamentos que têm ocorrido na região. Os 2 primeiros reatores
seriam um reator água leve de 360 MWe em Darkhovin/ Darkhoveyn, no Rio
Karun, na região da província de Khuzestan, e o outro seria um VVER -1000
(russo) no mesmo sítio de Bushehr.
O
Irã
tem
um
programa
nuclear
que
contempla
beneficiamento
e
enriquecimento de urânio que, conforme a AIEA, é inferior a 5%, mas que tem
trazido grandes problemas ao país em relação à comunidade internacional, que
o acusa de ter intenções bélicas no processo e de já ter material suficiente para
a construção de uma bomba nuclear. O país nega essas intenções, uma vez
que o enriquecimento para a fabricação de arma nuclear deve ser em torno de
90%, e que todo o seu urânio se destina à geração futura de energia elétrica.
De toda forma, segundo o WNA-World Nuclear Association, os recursos
minerais em urânio conhecidos não são expressivos.
Segundo o último relatório da AIEA, apresentado em fevereiro 2013, o Irã
produz atualmente urânio enriquecido a 3,5% ou a 20% em dois complexos,
Natanz e Fordo.
Atualmente um reator de 360 MW com tecnologia iraniana se encontra em
construção. Ele foi projetado por especialistas iranianos e o combustível
nuclear
será
também
fabricado
no
país.
A
data
prevista
para
o
comissionamento é 2017. Este reator nuclear (IR-360) foi projetado tendo
como base da 1 ª unidade de PWR NPP "Beznau" (Suíça). Também está em
construção o reator nuclear de água pesada de 40 MW.
Já houve relatos de que o país planejava ter 20 GW capacidades nucleares
até 2020, mas hoje confirmado o Irã planeja construir quatro novas unidades,
com a participação da Rússia. A Rússia e o Irã já tem um acordo preliminar
para a construção de mais duas unidades no mesmo sítio da usina nuclear de
Bushehr. A primeira unidade de Bushehr, concluído pela Rússia.
Japão
País
usinas em
operação
capacidade
atual (MW)
usinas em
construção
Japão
48
42.388
2
capacidade em
construção
(MW)
1325
gerada 2013
gerado em
(TWH)
2013
13,95
1,7
O país como um todo depende de fontes externas de energia primária em 96%.
O Japão tem 48 reatores (42.388 MW) em condição operacional. Desses
apenas 2 produziram 13,95TWh de energia em 2013, o que representou 1,7%
da energia do país. Há 2 usinas em construção (Shimane 3 e Ohma 1– ABWR
1.300 MW, cada) e nove reatores fechados permanentemente. Existem ainda
planos para ampliações de vida útil e potência.
Em maio de 2012 todas as 48 usinas nucleares japonesas estavam desligadas.
Em setembro apenas 2 reatores (Ohi 3 e 4) haviam retornado à operação e
estavam gerando energia para a rede. Os demais reatores só serão religados
após o término e a aprovação dos testes de estresse. É necessário ainda
aprovação das prefeituras locais para o retorno à operação dos reatores ora
parados.
O desligamento dos reatores nucleares no Japão levou a um forte aumento das
importações de petróleo para alimentar suas usinas a óleo combustível,
necessárias para preencher a lacuna de menor energia fornecida pela energia
nuclear. Isso também pode ajudar a explicar por que o país vive hoje, pela
primeira vez nos últimos cinco anos, um déficit comercial. Essa condição
energética só piora o alto nível de endividamento, muito provavelmente vai
levar a um reinício de reatores nucleares. Na verdade, o novo primeiro-ministro,
Shinzo Abe, já tem falado muito sobre esse assunto.
Pós-Fukushima
Em junho de 2011, o governo japonês, por intermédio do ministro da Indústria,
Kaieda, determinou que todas as usinas, exceto as 6 unidades de Fukushima e
2 na central de Hamaoca, estão em estado de segurança para continuar em
operação no país. Medidas de segurança para acidentes severos estão sendo
implementadas em todo o país, que não pode, neste momento, prescindir
dessa energia.
Em outubro de 2011 operavam 11 dos 54 reatores anteriores ao terremoto
(Tomari-3; Kashiwazaki-Kariwa-5 e -6; Mihama -2, Ohi-2, Takahama-2 e -3;
Shimane-2; Ikata-2; Genkai-1 e 4). A maior parte dos que permanecem
parados estão passando pelos testes de estresse no mesmo modelo dos
europeus, e outros pelas revisões anuais previstas nas leis japonesas. O
governo ordenou que todos os reatores permanecessem desligados até o
término dos testes. Em novembro de 2011 as nucleares em operação eram
apenas 18,5% da capacidade nuclear do país, e em termos de produção de
energia foram 9,4% da sua geração total, o que representou 6,73 TWH.
As decisões que serão tomadas pelo Japão sobre a continuação do uso da
energia nuclear no país terão que levar em consideração a falta de opções
energéticas disponíveis e o custo das decisões para uma população já
extremamente abalada. O ministério da Economia, Comércio e Indústria
estimou que a substituição da energia nuclear por outra fonte térmica custaria
ao governo 3 trilhões de ienes ou 37 bilhões de dólares por ano (cerca de 0,7%
do PIB japonês). O melhor mix energético para o país continua em discussão e
nenhuma decisão foi ainda tomada, mas de qualquer forma o país continua
com sua política de exportação da tecnologia nuclear, mantendo todos os
acordos assinados, mesmo se ela não for mais usada domesticamente.
O governo japonês está tentando desenvolver um programa de energia de
longo termo. A decisão sobre o mix de energia para até 2030 deverá ser
tomada entre os três cenários disponíveis em que a energia nuclear varia de
zero a 20% ou 25%. Existem cálculos nos quais o plano de gerar 20% da
energia do Japão em renováveis por meio, por exemplo, de centrais eólicas em
terra, exigiria uma área comparável ao total da ilha Kyushu (uma das 4 ilhas
principais que compõem o país, com área de 42.191 Km²). A alta densidade
populacional pode levar a uma reação da população conhecida como NIMB –
not in my backyard (não no meu quintal) – que pode fazer o público ser contra
qualquer projeto energético.
Para fazer frente a essa indisponibilidade de energia gerada por nucleares, o
Japão foi forçado a importar combustíveis como óleo, gás e carvão para
geração elétrica térmica com um custo adicional de cerca de 4,3 trilhões de
ienes (55 bilhões de dólares ou 42 bilhões de euros) por ano. As descargas de
gases do efeito estufa aumentaram cerca de 1,2 gigatone/ano como resultado
direto do desligamento das nucleares.
Outra consequência foi a solicitação de redução do consumo de energia feita
em maio pelo governo aos habitantes em geral num montante de 15% do total
na área atendida pela empresa Kepco, que opera Ohi (4 reatores), Mihama (3)
e Takahama (4) e de 5% a 10% no restante do país para evitar racionamento
compulsório.
Fukushima foi um acidente extremamente sério, mas não produziu uma única
fatalidade. De acordo com os especialistas em radiação, as emissões
decorrentes dele não atingiram níveis que possam causar danos irreparáveis
ao meio ambiente ou à saúde das pessoas (mesmo para os trabalhadores
envolvidos nos processos de emergência). A empresa operadora da central –
Tepco – examinou 3.700 trabalhadores e, desses, 127 receberam alguma dose
de radiação, mas nenhum deles está em risco de uma doença imediata por
conta da radiação. Em 20 ou 30 anos existe a possibilidade (até 5%) de
desenvolverem alguma enfermidade se continuarem a se expor à radiação
devido a doses acumuladas.
A Electric Power Development (conhecida como J-Power) vai retomar as obras
de construção de uma central de energia atômica na província de Aomori, no
Norte do Japão. Esta será a primeira usina a ser construída no país após o
acidente nuclear de Fukushima.
Ao final de 2013 o Japão mais uma vez viu-se sem energia nuclear com toda a
sua frota desligada devido as pendencias de revisões regulatórias. No entanto,
de Kansai Ohi 3 e 4 estavam em operação até as paradas programadas de
abastecimento e manutenção em setembro.
Até o final de 2013, 16 unidades japonesas tinham pedido permissão para
reiniciar sob novas regras Autoridade Regulatória Nuclear. Os religamentos de
usinas são aguardados pelos operadores. Kyushu EPC espera reiniciar as
duas unidades Sendai em julho e também as duas Genkai até janeiro de 2015.
As nove empresas de energia nuclear japonesas relataram perdas financeiras
de 16 bilhões de dólares (1,59 trilhões de Yens) no ano de 2012 terminado em
31 de março de 2013.
Paquistão
País
usinas em
operação
capacidade
atual (MW)
usinas em
construção
Paquistão
3
690
2
capacidade em
construção
(MW)
630
gerada 2013
gerado em
(TWH)
2013
4,37
4,4
A eletricidade no Paquistão é 62% derivada de combustíveis fósseis e 33% de
hidrelétricas. Para os restantes 5% o Paquistão tem três usinas nucleares em
operação (Chasnupp 1e 2, PWR 300 MW cada e Kanupp, PHWR - 125 MW)
na região do Punjabe. Existem dois reatores em construção (Chasnupp 3 e 4,
PWR, 315 MW cada uma), com os quais se pretende diminuir a dependência
dos combustíveis fósseis. As novas unidades estão programadas para entrar
em
operação
comercial
em
dezembro
de
2016
e
outubro
2017,
respectivamente.
Em 2013 foram gerados 4,37 TWh de eletricidade de fonte nuclear, cerca de
4,4% do total do país no ano. O Paquistão informou que assinou contrato com
a China (China National Nuclear Corporation – NNC) para a construção de uma
quinta unidade, cujas obras ainda não se iniciaram.
Em abril de 2009 foi noticiado que o governo paquistanês aprovou a construção
de mais dois reatores nucleares que se localizarão no Complexo de Chashma
e terão 340 MW de capacidade instalada cada um, sendo fornecidos pela
China a tecnologia e o combustível enriquecido. Uma vez que o Paquistão é
detentor de armas nucleares, a China não revelou detalhes da negociação para
evitar ainda mais controvérsia nesse assunto.
Em maio de 2011 foi iniciada a construção da quarta usina no país (Chashma
Nuclear Power Plant Unit 3, também conhecida como Chasnupp 3). É um PWR
de 340 MW brutos sob responsabilidade da China, e deverá entrar em
operação em 2016.
Em agosto de 2013 foi assinado o contrato para duas novas usinas - Karachi
Coastal Nuclear Power Project que compreenderão 2 reatores ACP1000. Este
é o primeiro contrato de fornecimento de tecnologia chinesa fora da China. O
custo previsto é 9,5 bilhões de dólares e a construção poderia começar em
2015.
Os rejeitos são tratados e guardados nas próprias usinas. Existe proposta de
construção de repositório de longa duração.
Taiwan
País
Taiwan
(China)
usinas em
operação
capacidade
atual (MW)
usinas em
construção
capacidade em
construção
(MW)
6
5.032
2
2.600
gerada 2013
gerado em
(TWH)
2013
39,82
19,1
Taiwan tem 6 usinas em operação (2 PWR e 4 BWR) que, segundo a AIEA,
produziram39,82 TWh de energia , em 2013, ou cerca de 19,1% da energia do
país. Os 2 reatores Lungmen (PHWR 1.350 MW) estão em construção (em
torno de 90% pronto) em New Taipei City.
As usinas Chinshan 1 e 2 (BWR 636 MW cada) iniciaram a operação em 1978
e 1979, respectivamente. A central Kuosheng tem 2 reatores BWR de 985 MW
cada. As usinas Maanshan são PWR com 951 MW cada.
O governo de Taiwan convocou comitê para estabelecer um mecanismo
multidisciplinar de verificação de segurança nuclear e de preparação para
respostas a emergências em centrais. À luz dos eventos de Fukushima, o
governo se preocupa em especial com as usinas na costa da China que são
muito próximas do país e sobre as quais não pode atuar. Foi feita a proposta e
o convite para que os dois países trabalhem juntos nessa questão.
Vietnã
Nos últimos 20 anos, a produção de energia no Vietnam aumentou mais de 10
vezes, crescendo a uma taxa média de 13% / ano, a partir de 12 TWh em
1994 para cerca de 130 TWh em 2013. Enquanto isso, o consumo de energia
per capita aumentou, chegando a 1.445 kWh / cap, ou seja, 8 vezes o volume
médio de 1994 (175 kWh). Em consequência disso o primeiro-ministro
vietnamita declarou, em maio de 2010, a intenção de construir até 8 reatores.
O ministro da Indústria e Comércio do Vietnã anunciou a intensão de construir
duas centrais nucleares, com dois reatores cada uma, na província de Ninh
Thuan, que deverão estar em operação entre 2020 e 2022.
Em 2010 o governo assinou acordo com a Rússia para a construção da Central
1 (Ninh Thuan Nuclear Power Plant 1, com dois reatores) se localizará em
Phuoc Dinh Commune, no distrito de Ninh Phuoc. A operação do primeiro
reator está prevista para 2020 e o segundo reator desta central um ano depois.
Dentro deste contrato também está incluído o fornecimento do combustível. O
operador da Central será a empresa estatal Electricity of Vietnam (EVN).
A Central 2 (Ninh Thuan Plant 2, com dois reatores) será instalada em Vinh Hai
Commune, distrito de Ninh Hai, mas não há contrato ainda, mas já acordo com
o Japão para a sua construção, com previsão de operação em 2021. O
Consórcio ‘International Nuclear Energy Development of Japan Co.’ (JINED)
será o principal fornecedor neste projeto.
Em 2012 a Coreia e o Vietnam assinaram acordo para a preparação dos
estudos de viabilidade de construção da Terceira Central no país com mais
dois reatores de modelo e projeto coreano.
De acordo com o diretor da Agência Vietnamita para Segurança Nuclear e
Radiação, a Central 1, de modelagem russa, com potência de 1.200 MW,
sendo que também já foram assinados os memorandos para treinar os novos
especialistas do país.
A AIEA afirmou que o Vietnã está bem preparado para começar a desenvolver
um parque nuclear e que apoiará o país no desenvolvimento de procedimentos
de segurança e de resposta a emergências. Atualmente já existe uma equipe
de mais de 800 pessoas trabalhando nos institutos de energia, radiologia e
segurança nuclear no país.
Agora o processo pode sofrer atrasos e redução de quantitativos, mas as
autoridades anunciaram que prosseguem com os planos de construir pelo
menos quatro reatores. Todos os grandes fornecedores (chineses, coreanos,
franceses, russos, japoneses e americanos) estão ativamente trabalhando para
conseguir fechar estes contratos.
Em julho de 2013 as partes concordaram em “acelerar a cooperação para
especificar o projeto” o que seria um passo importante para a assinatura de
um contrato.
Ásia – Outros
As Filipinas, a Indonésia e a Malásia estão em processo de reavivamento de
seus antigos programas nucleares.
Malásia
A Malásia já tem luz verde de sua população, que apoia a construção de usinas
nucleares e está em processo de reconstrução do conhecimento técnico
necessário por meio de programas de visitas técnicas e de treinamento para
projeto, construção e operação de centrais. Os estudos para a seleção de um
sítio adequado já foram autorizados pelo governo. O país é fortemente
dependente de gás (64%) e carvão (25%) e tem a intenção de diversificar a
matriz elétrica.
Filipinas
No caso das Filipinas, inicialmente um grupo de especialistas da AIEA foi
convidado para organizar um processo multidisciplinar e independente para
verificar se a antiga usina nuclear Bataan Nuclear Power Plant, que, apesar de
pronta, nunca operou, pode ser ligada com segurança, tornando-se uma
alternativa local para a geração de energia. Atualmente, está em vigor o
contrato com a empresa coreana Kepco para a execução desses mesmos
estudos.
Bangladesh
Bangladesh assinou em 01 de novembro de 2011 um contrato com a Rússia
com o objetivo de construir 2 usinas nucleares de 1.000 MW, cada uma, no
Nordeste do país, na região de Rooppur, que devem estar prontas até 2018. O
contrato também inclui o suprimento de combustível e a gestão do resíduo que
será levado de volta à Rússia após o uso.
O crescimento recente do país e a pouca disponibilidade de energia (as
existentes reservas de gás estão quase extintas) contribuíram para que o
governo decidisse fazer esse negócio de três bilhões de dólares.
Em 2007 ao país recebeu a aprovação da AIEA para seu projeto nuclear. O
governo conduz um estudo detalhado para o marco regulatório de seu
programa nuclear e tem mantido as conversações com a AIEA e com
consultores independentes sobre este assunto.
O país também pretende
assinar os acordos internacionais pertinentes a um programa nuclear civil.
Em setembro de 2011 o Ministro de Relações Exteriores de Bangladesh, Dipu
Moni, informou que o país deverá ter sua primeira usina em operação em 2022.
O país mantém seu programa nuclear com o objetivo de garantir o suprimento
adequado de energia elétrica depois de 2020.
Em outubro de 2013 a Rosatom anunciou iniciou os trabalhos de préconstrução para a instalação de uma usina de 2.000 MW de energia nuclear no
Rooppur em Pabna (Bangladesh). A empresa russa vai construir, operar e
fornecer combustível para o projeto. Atomstroyexport vai iniciar uma série de
testes em um contrato de EUA $ 46 milhões, enquanto que a Comissão de
Energia Atômica de Bangladesh (BAEC) também vai realizar exames por conta
própria. Os testes incluem a avaliação de viabilidade, de impacto ambiental,
desenvolvimento e pesquisa de engenharia, o desenvolvimento do programa
global de pesquisa de engenharia, as condições antrópicas na área do projeto
e local, e de engenharia e de pesquisa hidro meteorológicos.
Em abril de 2014 foi assinado o terceiro contrato com a Rosatom que prevê a
criação de uma base de construção no local da usina nuclear e a organização
das obras até a colocação do primeiro concreto da construção dos reatores em
2020.
E - Austrália
A Austrália é o nono maior produtor de energia no mundo e aproveita o
benefício da abundante diversidade de recursos energéticos. O continente
australiano é rico em urânio, possuindo cerca de 40% de todas as reservas
mundiais economicamente exploráveis.
O país não tem nenhuma usina nuclear comercial em operação, mas, por meio
do Australian Nuclear Science and Technology Organisation, opera o reator de
pesquisas OPAL perto da cidade de Sidney.
Devido a problemas de fundo político o país hoje atende a menos de 20% das
necessidades mundiais.
Recentemente a Austrália assinou acordo de cooperação autorizando seus
exportadores de urânio a fornecer o combustível aos Emirados Árabes, que
constroem atualmente suas primeiras usinas nucleares. O ministro de Relações
Exteriores disse que o acordo, que ainda deve ser aprovado pelo Parlamento,
atenderá ao suprimento nuclear de material, a componentes e tecnologia
associada para a provisão de energia dessa fonte.
Outro acordo importante foi o realizado pela empresa BHP Billiton, uma
mineradora baseada na Austrália, para a venda de seu depósito de urânio em
Yeelirrie (capacidade estimada em 139 milhões de libras peso de U 3O8 , para a
empresa canadense Cameco, a um custo de 430 milhões de dólares. O
negócio ainda depende de aprovação dos departamentos do governo
australiano que regulam esse tipo de transação. Este é provavelmente o maior
depósito mundial de urânio conhecido.
O urânio vem sendo minerado na Austrália desde 1954, e existem 4 minas em
operação atualmente. Outras estão planejadas. Os recursos uriníferos na
Austrália são os maiores conhecidos no mundo com cerca de 31% do total.
Em 2012 a Austrália produziu 8.244 toneladas de U3O8 (equivalente a 6.991
toneladas de Urânio natural). É o terceiro maior produtor mundial atrás apenas
do Cazaquistão e do Canadá.

sumário

Transcrição

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