Dívida Externa e PII Saíram do Biombo do BC?

E&E N¤ 103 abril/junho de 2019

Opinião:

A Dívida Externa e o Passivo Externo saíram do Biombo

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra

Resumo

O Banco Central do Brasil vinha, até 2017, corroborando a ideia de que “a dívida externa acabou”.

No início de 2018, o BCB ensaiou mostrar, em Nota para a Imprensa, o valor completo da dívida externa bruta que era praticamente o dobro da anteriormente anunciada. Os números não eram verdadeiramente novos, simplesmente estavam escondidos por um biombo que separava as notas escritas das planilhas, divulgadas como anexo.

No restante de 2018, entre a Nota à Imprensa e as tabelas, voltou a ser colocado um biombo que camuflou a dívida total no resto do ano. Também apareceu e desapareceu o item sobre Posição Internacional de Investimentos que revela um passivo externo bruto de 1,4 US$ trilhão.

Em março de 2019, o BCB divulgou notas que mostravam uma dívida externa bruta de 677 bilhões de dólares e uma dívida líquida de US$ 285 bilhões. Nos meses seguintes, houve um aparente retrocesso, mas os números da Nota para a Imprensa sobre o Setor Externo voltaram a mostrar os números completos em junho.

Palavras chave:

Dívida externa, posição internacional de investimentos, PII, dívida externa líquida, reservas internacionais, FMI, balanço de pagamentos.

Sumário

A Dívida Externa e o Passivo Externo saíram do Biombo.

Resumo.

Palavras chave:

  1. Dívida Externa e PII nas Notas para a Imprensa do Banco Central
  2. As Idas e Vindas da Dívida no Biombo do Banco Central ou Como manter viva a Ilusão do Fim da Dívida Externa
  3. A Nova Forma de Apresentação da Dívida Externa
  4. A Evolução do Valor das “Dívidas”
  5. A Dupla Face da Dívida
  6. Dívida Externa do Brasil Comparada com a de Outros Países do Terceiro Mundo

6.1    Dívida Externa Bruta

6.2    Dívida Externa Líquida

  1. Dívida Externa Incluindo Países Desenvolvidos
  2. Conclusões 27
  3. Bibliografia

Anexo 1: Tabela da Dívida Externa Bruta (DEB) e Líquida por País (DEL), Dados WDI – Banco Mundial


 _____________

1.    Dívida Externa e PII nas Notas para a Imprensa do Banco Central

O Banco Central do Brasil – BCB introduziu dois novos itens no texto das notas mensais para a imprensa sobre Estatísticas do Setor Externo[1]: Posição Internacional de Investimentos – PII e Dívida Externa. É uma novidade, pois normalmente, os títulos se repetem a cada nova edição, variando o conteúdo relativo ao mês. Durante anos constavam, no austero estilo do BCB, os títulos que se resumiam a três: Balanço de Pagamentos, Reservas Internacionais (cinco ou seis linhas) e Dívida Externa. Ocasionalmente, outros itens eram acrescentados para assinalar modificações. Até 2017, o valor da dívida mencionado era apenas o relativo a dívidas bancárias. Não eram incluídos os itens relativos às operações intercompanhia e títulos de renda fixa em mãos de não residentes, conforme estipula o Manual do FMI que orienta a elaboração das contas nacionais.

O valor tradicional da dívida externa até 2017 e as linhas sobre a reserva serviam de biombo para dizer que tudo estava tranquilo na área da dívida externa. Essa era a versão da nota escrita; já nas planilhas anexas, era apresentada uma realidade menos otimista do que os textos da nota de março de 2019 (Banco Central do Brasil 2019) revelaram claramente.

Com efeito, a Nota[2] apresentou o valor total da dívida externa como de 666 bilhões de dólares, rompendo a prática de tomar como referência apenas a parcela correspondente a empréstimos externos de 321 US$ bilhões. Também apresentou e discutiu a Posição Internacional de Investimentos – PII cujo valor do Passivo atingiu 1,5 trilhão de dólares em fevereiro de 2019[3].

Deve-se louvar a clareza da postura da nova direção do Banco Central ao abordar esses assuntos de forma clara e transparente[4].

2.    As Idas e Vindas da Dívida no Biombo do Banco Central ou Como manter viva a Ilusão do Fim da Dívida Externa

No ano de 2007 o país celebrava o fim da dívida externa e a Revista ISTOÉ comentava:

A dívida externa acabou – Segundo o Banco Central ela era de 194,6 bilhões em outubro, aí contando as dívidas dos governos e das empresas privadas. Atualmente as reservas estão em torno de US$ 176 bilhões. Estima-se que até março de 2008 a dívida total será igual ao nível de reservas. Mas o País nem precisaria chegar a tanto para decretar o fim dessa ameaça que paralisou o Brasil em duas moratórias (1982 e 1998) e em outras duas agudíssimas crises de liquidez (1992 e 1998).

Por LUCIANO SUASSUNA E LANA PINHEIRO em 26/12/07

https://istoe.com.br/6798_A+ERA+DA+COMPETICAO/

__________

Esses números podem ser confirmados na série de notas que o Banco Central do Brasil mantém a disposição do público[5] desde janeiro de 1998. A verdade que pode ser extraída destes dados é que o fim da dívida externa, no conceito que era adotado na época, realmente existiu, por volta de 2008, um momento em que as reservas internacionais superaram as dívidas. A evolução temporal da dívida externa será discutida no próximo item, mas com os dados recuperados na metodologia do BPM6 onde a dívida externa foi revista para cima.

No ano de 2017, as notas para a imprensa do setor externo apresentaram dívida externa bruta e reserva, aproximadamente, estáveis. Na Nota de janeiro de 2018 constava:

Ou seja, a dívida líquida seria de cerca de – US$ 60 bilhões de dólares, que corresponde a um superávit, de mesmo valor absoluto. Esperava-se, logicamente com isso, induzir confiança junto ao público interno e, frente aos parceiros no setor externo, nas contas externas brasileiras.

No mês seguinte, o BCB informa uma dívida externa bruta que é quase o dobro da dívida do mês anterior sem oferecer na Nota nenhuma explicação para a mudança.

A data errada (janeiro de 2017, ao invés de janeiro de 2018) faz pensar que fosse um possível “erro do estagiário” momentaneamente encarregado de preencher a Nota. O que se segue, na descrição da dívida, no entanto, mostra que o BCB finalmente estaria informando para o público brasileiro o que já informava às autoridades monetárias internacionais: uma dívida bruta de cerca de US$ 700 bilhões que as tabelas anexas já registravam.

Surpreendentemente não houve reações negativas por parte da imprensa. Talvez isso tenha ocorrido pela estratégia de idas e vindas adotada pelo BCB, talvez porque os que realmente têm capacidade de acompanhar os dados o fazem a partir das tabelas anexas. De qualquer forma, uma mudança dessa ordem em uma nota para a imprensa talvez só tenha passado despercebida pelos momentos tumultuados que vivíamos na época (tratativas do impeachment).

No mês seguinte, o dado foi confirmado no mesmo valor de US$ 676 bilhões, para fevereiro de 2018, desta vez com a data certa, nada foi dito sobre a dívida externa.

Nos meses que se sucederam não se fez mais menção do valor da dívida externa: só figura o título “reservas internacionais” e seu valor é comparado com uma fração do valor da dívida externa “tradicional”, prolongando a ilusão sobre o desaparecimento da dívida externa. Eis o texto mostrado em outubro de 2018 sobre as reservas:

Desse modo, as reservas eram mostradas como o triplo de uma fração da dívida tradicional que exclui (como indicam os parênteses) os itens recomendados pelo FMI. Foi retomado o procedimento já adotado durante todo o ano de 2018.

Finalmente, no ano de 2019, o Banco Central já passou a mencionar explicitamente em três das seis notas emitidas o valor da dívida externa completa. Espera-se que tenham cessado as recaídas da dívida externa para trás do biombo o que ainda ocorreu na metade dos boletins divulgados neste ano. Dentro de um novo formato gráfico, adotado a partir de maio de 2018, a dívida externa é mostrada com todos os seus componentes em gráfico atualizado, aproveitando de uma maneira mais clara todo o denso conteúdo sempre oferecido nas planilhas anexas. Também houve progresso importante na maneira de apresentar os dados do balanço de pagamentos.

3.    A Nova Forma de Apresentação da Dívida Externa

Em março de 2019, a Nota informava:

Ou seja, o Banco Central disse, com todas as letras, que a dívida externa é de cerca de US$ 670 bilhões, como é mostrado na Figura 1 que também consta da Nota. De certa forma, o texto desta vez foi mais longe que a planilha ao nominar “dívida externa” o valor do último item que recebe, na planilha, a longa denominação “dívida externa bruta, inclusive operações intercompanhia e títulos de dívida negociados no mercado doméstico”.

Figura 1: Ilustração sobre a dívida externa cujo valor em fevereiro de 2019 era US$ 677 bilhões (667 em dezembro de 2018)
Fonte: BCB Nota para a Imprensa de março de 2019.

Dentro da definição do Manual de Balanço de Pagamentos e Posição Internacional de Investimentos 6ª edição – BPM6 (IMF 2009) seria mais correto chamar este total de “dívida externa bruta”, como mostra a Tabela 1[6].

Na Tabela 1 podem-se ver os valores para as “dívidas externas” brasileiras, sendo o item “A” utilizado para designar o que poderíamos chamar de “valor tradicional da dívida externa”. Os dados dessa tabela são apresentados para 2017, dezembro de 2018 e fevereiro de 2019; os correspondentes aos trimestres anteriores podem ser lidos na Figura 1 já mostrada.

A “dívida externa”, divulgada pela Nota do Banco Central, corresponde ao item E inclui as operações intercompanhia e os títulos de renda fixa negociados no mercado doméstico em posse de “não residentes”. Nas publicações internacionais, usa-se ainda o item C da Tabela 1, supostamente para manter a coerência no tratamento dos diversos países que ainda não se adaptaram às últimas modificações introduzidas pelo FMI.

Pela Tabela 1, observa-se que o valor da dívida líquida, ao final de 2018, no conceito tradicional era de -4%; isso justificaria falar no “fim da dívida externa” já que as reservas internacionais representavam 21% do PIB e a dívida bruta 17% do PIB (item A). Já se adotando “o conceito FMI”, a dívida externa bruta (item E) seria 36%, resultando uma dívida líquida de 15% do PIB[7].

Na análise comparativa com outros países, feita a seguir, serão usados valores da dívida líquida relativa ao PIB de 2017, mas ao invés de se considerar o item E, considera-se a dívida mostrada no item C.

Tabela 1: “Dívidas Externas” segundo o Banco Central em US$ bi (*)

4.    A Evolução do Valor das “Dívidas”

Os dados atuais revistos não mostram essa realidade. Isso acontece porque foram incorporados à nossa dívida externa, por orientação do FMI, valores antes considerados como investimentos. A Figura 2 é uma atualização do comportamento dos componentes da dívida que havíamos mostrado na revista E&E № 97. Mesmo os números atuais ainda indicam um período de conforto em relação à dívida externa que durou até a crise americana e mundial de 2008.

Figura 2: Dívida externa bruta com seus vários componentes comparados com as reservas internacionais (atualização de figura da E&E № 97)

A diferença entre a dívida externa bruta e as reservas é a dívida externa líquida. Como estamos tratando de três níveis de dívida bruta podemos distinguir os seguintes valores de dívida líquida: o tradicional (dívida 1), o incluindo as operações intercompanhia (dívida 2) e o que inclui os títulos de renda fixa (dívida 3), representados na Figura 3. O gráfico dessa Figura corresponde à subtração da linha preta representada na figura anterior do total e subtotais também nela mostrados. Para facilitar a interpretação, foram mantidas as cores nas duas figuras.

Figura 3: Comportamento das dívidas externas líquidas (dívida – reservas), dívida 1 (no conceito tradicional bancário), dívida 2 (incluindo operações intercompanhia) e dívida 3 (incluindo títulos da renda fixa)

Pode-se observar que os valores da dívida tradicional se tornaram nulos ou negativos a partir de 2008. Os valores da dívida 2 incluem os movimentos de capitais entre as sedes no exterior e as aplicações ou reaplicações nas filiais brasileiras. Como se acreditava que a economia do Brasil reuniria condições para resistir à crise mundial de 2008 houve essa movimentação de capitais aproveitando, inclusive, os incentivos oferecidos pelos governos federal e estaduais. Também adquiriram importância as aplicações de capital em títulos de renda fixa, em sua maioria, ofertados pelo Tesouro Nacional. Isto serviu para suprir necessidades de financiamento do Governo. Foram encaradas como sinal de prestígio do País embora tivesse engrossado a dívida interna, como se pensava. Acabou sendo contabilizada como dívida externa por indicação do FMI.

5.    A Dupla Face da Dívida

A dupla face da dívida externa corresponde, pois, a apresentar, para fins internos, o item A da Tabela 1 que se pode chamar de dívida externa bruta “tradicional” e, para fins externos, o item E (Tabela 1) da dívida “no conceito do FMI”.

Esta duplicidade não é um problema novo. O Banco Central sempre resistiu a incluir na dívida interna a dívida entre matriz e filial. A partir de 2015, com a adoção do BPM6 do FMI, o BCB passou a incluir também, nas tabelas da dívida, não só os investimentos, mas também os reinvestimentos das empresas de capital externo aqui instaladas[8]. Assim, passou a reconhecer as aplicações, em moeda local, de não residentes (item D) e adicionou uma parcela ao item C. Com isso aumentou a dívida externa de cerca de 120 bilhões de dólares em 2015.

Esse apego ao conceito tradicional da dívida tem suas justificativas políticas e está relacionado a um suposto desaparecimento da dívida externa, bastante comemorado pelos governos anteriores, no que seria o “fim da dívida externa”, como já comentamos anteriormente.

Desse modo, a reserva internacional era (ou é[9]) comparada a uma parte da dívida externa bruta que não inclui as parcelas que o Manual do Balanço de Pagamentos do FMI recomenda e que o BCB aceitou.

6.    Dívida Externa do Brasil Comparada com a de Outros Países do Terceiro Mundo

6.1 Dívida Externa Bruta

O Banco Mundial publica os indicadores mundiais WDI (Banco Mundial 2018) com base nas informações dos países. Os últimos dados compilados para o Brasil são de 2017.  Neles, o Estoque da Dívida Externa registrado é de US$ 543,3 bilhões, o que é coerente com o item C mostrado na Tabela 1 e, portanto, não incorpora ainda o item D da tabela. Este foi acrescentado à dívida externa brasileira em 2015 com a adoção da nova sistemática do FMI para a apuração do balanço de pagamentos (BPM6)[10].

A base de dados WDI (Banco Mundial 2018), fornece os dados econômicos principais ao longo de vários anos para a quase totalidade dos países. Para a dívida externa, no entanto, o Banco Mundial não publica os dados para os países mais ricos (quase todos da OCDE), nem de alguns outros (Argentina, Cuba, Coreia do Norte, etc.) bem como de alguns países da África. O mapa dos países em que o Banco Mundial divulga os dados da dívida quase coincide com o do chamado Terceiro Mundo. Por essa razão, usamos os dados do Banco Mundial para a comparação com os países do terceiro mundo e os do FMI quando desejávamos fazer comparações mais abrangentes.

A comparação dos dados da dívida externa nos diversos países oferece detalhes interessantes que merecem uma análise complementar. Para a finalidade deste artigo, vale a pena se concentrar na fração do PIB comprometida com a dívida externa bruta.

A Figura 4 permite comparar o conjunto de países em relação ao endividamento médio relativo ao PIB em 2017, que foi de 25% para os países do terceiro mundo. Este valor é baseado na razão dívida total / PIB total e consiste em uma média ponderada que toma como peso o valor do PIB[11].

Figura 4: Valores da dívida bruta de países do terceiro mundo relativos à média – Dados: WDI Banco Mundial

Note-se que os valores da dívida externa brasileira, divulgados internacionalmente (27% do PIB), estão ligeiramente acima da dívida média dos países do terceiro mundo (25% do PIB). Deve-se assinalar que esse valor ainda não inclui a parte dos títulos de renda fixa. Isso elevaria o comprometimento com a dívida a cerca de 33% do PIB brasileiro. Como, quase certamente, o Banco Mundial está aplicando um procedimento homogêneo para os vários países, é melhor fazer as comparações com os dados fornecidos por essa base de dados.

Na Tabela 2, estão indicados os valores das dívidas externas bruta e líquida para alguns países selecionados; a tabela completa é mostrada no Anexo 1.

Comparando a situação da dívida externa bruta com os demais componentes do BRICS, a situação do Brasil (27% do PIB) é intermediária entre a da Rússia (32%) e da Índia (20%), pior que da China (14%) e melhor que a África do Sul (52%).

O nível atual da dívida bruta brasileira está pouco acima da média dos países do terceiro mundo. Mesmo não sendo uma posição inteiramente confortável, essa posição não é ainda motivo de alarme. Definitivamente, esse não é o fator determinante da crise econômica atual.

Deve-se lembrar que os países do terceiro mundo, após o chamado Consenso de Washington, motivado pela crise mexicana da década de oitenta, tiveram sua capacidade de endividamento monitorada. Também se deve ter em conta que a capacidade de endividar inexiste para países de baixa confiabilidade. Se um baixo endividamento fosse um parâmetro sempre positivo o Iran (dívida de 1,4% do PIB) estaria em ótima posição. Face ao cerco econômico instalado, o crédito com países do ocidente é praticamente inexistente e como consequência, seu endividamento é praticamente nulo.

Países do terceiro mundo com alto grau de endividamento como a Ucrânia, Mongólia e Moçambique normalmente estão em situação estrategicamente importante ou a situação simplesmente fugiu do controle. A Venezuela, país mais próximo em crise, está acima da média dos países do terceiro mundo, mas não teve condições de se endividar além de 45% do PIB (25% nos dados do FMI)[12].

Tabela 2: Dívida Externa de Países Selecionados

Nome do paísDívida Externa Bruta
em % do PIB
Dívida Externa líquida
em % do PIB
África do Sul52,037,1
Angola31,616,7
Argélia3,4N/D
Brasil27,08,4
China14,0-12,5
Colômbia41,325,2
Egito, Rep. árabe35,920,1
Equador39,336,7
Etiópia33,229,4
Haiti26,2-2,3
Índia19,83,9
Indonésia36,022,8
Irã, Rep islâmica.1,41,4
Líbano141,734,1
México40,524,9
Moçambique100,870,8
Mongólia285,5256,3
Paquistão26,320,5
Paraguai57,021,3
Peru33,62,1
Rússia32,03,9
Turquia54,141,3
Ucrânia98,482,0
Venezuela45,0N/D
Média 5737

6.2 Dívida Externa Líquida

Também é interessante mostrar os dados da dívida externa líquida (dívida bruta – reservas internacionais) em função do PIB para os países do terceiro mundo (Figura 5). Os principais dados estão também na Tabela 2.

Figura 5: Dívida externa líquida de países do terceiro mundo, mostrando uma nítida divisão entre a China e os demais países; Rússia e Índia estão na média, os outros estão abaixo.

Quanto à dívida líquida, até pouco tempo motivo de orgulho nacional, o Brasil apresenta um valor de 8% do PIB. Em comparação com os BRICS, a China, com “dívida líquida negativa” de 12% do PIB é a que se apresenta em melhor situação, seguida de Rússia e Índia, com a dívida líquida de apenas 4% do PIB. Só a África do Sul está em pior situação com uma dívida líquida de 37% do PIB.

Deve ser lembrado que os BRICS representam 71% do total do PIB dos países listados no Anexo 1, sendo que o Brasil ocupa 8% nesse total e a China 46%. O que vemos nesse conjunto é que os países se dividem entre a China que acumula crédito externo e os outros países que são devedores. Rússia e Índia, com cerca de 4% do PIB em dívida líquida estão na média.

Na média ponderada da dívida que é a que deve interessar, o Brasil apresenta uma dívida externa líquida  quase o dobro da média (4,5% do PIB) dos demais países da lista[13]. Ou seja, se a dívida externa não é a maior preocupação do Brasil na presente crise, tão pouco ele está em posição muito confortável em relação ao conjunto dos países do terceiro mundo. No próximo item será mostrado que a situação do Brasil em relação à dependência do capital externo é um destaque negativo que precisa ser corrigido. Esta dependência é mais bem mostrada pelo passivo na Posição Internacional de Investimentos.

7.    Dívida Externa Incluindo Países Desenvolvidos

A comparação do Brasil com países do Terceiro Mundo é a mais apropriada para avaliar a situação do país. Vale a pena, no entanto, examinar os dados mais abrangentes do FMI (IMF 2019) que fornecem uma lista quase completa dos parâmetros necessários (dívida bruta, reservas e PIB) para os vários países. Foram usados os dados para 2017 para a grande maioria dos países, sendo que, para alguns poucos, foram usados dados de 2016 ou 2015. A Figura 6 mostra os resultados dessas comparações em uma escala também modificada[14].

Figura 6: Dados do FMI para a dívida bruta em percentual do PIB, incluindo países da OCDE e alguns outros.

O valor 100, percentual do PIB comprometido com a dívida bruta, tomado como referência na Figura 6, praticamente coincide com o endividamento médio dos países (total da dívida / total do PIB) que representa a média ponderada dos coeficientes tomando o PIB como peso. Esse valor médio é 104% para os 160 países estudados.

Pode ser observado na Figura 6, que os valores europeus estão acima da média. Eles aparecem destacados na Figura 7, onde se vê que os valores desse indicador são notoriamente altos na Europa Ocidental.

Figura 7: Destaque dos dados da dívida externa mostrados na figura anterior para países europeus, assinalando onde estão concentradas as dívidas mais significativas.

Pode-se ver, na Tabela 3, que a dívida externa, na atualidade, é um problema que enfrentam principalmente as economias centrais: Grécia (226% do PIB) e Portugal (216%), países da OCDE não propriamente ricos, têm dívidas brutas que excedem 200% do PIB e tiveram problemas com isto. Já países como Suíça (269%), França (213%), Bélgica (265%), Reino Unido (313%) e Países Baixos (522%), que estão entre os ricos, superam também esse limite sem apresentarem problemas imediatos de liquidez. Pequenos países como Luxemburgo superam os mil % de dívida bruta. Países cujos bancos recolhem depósitos de outros países apresentam, frequentemente, índices muito altos de dívida externa / PIB. Isto é válido para Reino Unido, Suíça e pequenos países que funcionam como paraísos fiscais.

A comparação com a dívida externa líquida que também poderia ser interessante fica prejudicada pela falta de dados referentes às reservas.

Tabela 3: Dívida Externa Bruta em % do PIB para as 50 maiores economias no mundo (dados do FMI)

País           DEB
         % PIB
                PaísDEB
%PIB
Estados Unidos115Tailândia33
China15Noruega169
Japão74Áustria167
Alemanha141Em. Árabes Unidos59
França213Filipinas25
Reino Unido313Nigéria3
Índia18Hong Kong, China35
Brasil30Israel26
Itália124África do Sul48
Canadá115Dinamarca163
Rússia40Paquistão36
Coreia, Rep.27Cingapura453
Espanha167Malásia75
Austrália126Colômbia43
México38Chile66
Indonésia34Irlanda64
Peru53Bangladesh12
Países Baixos522Finlândia196
Arábia Saudita31Egito41
Suíça269Portugal216
Argentina66Vietnã26
Suécia177Venezuela23
Polônia70Romênia55
Bélgica265Grécia228
Irã2Peru38
      

No próximo número da E&E, será abordado o montante total de nosso passivo externo, atualmente na casa de 1,5 TRILHÕES DE DÓLARES e que segue crescendo.

8.    Conclusões

A dívida externa deve voltar à agenda nacional de preocupações. Não se trata, porém, da dívida bancária que é negativa (superada pelas reservas) e cuja limitação decorre simplesmente da falta de crédito brasileiro.

Depois do “Consenso de Washington” o Brasil e os demais países do terceiro mundo não tem mais cartão de crédito, só de débito. Seus cidadãos “negativados” já conhecem essa prática.

O que nos preocupa agora são as aplicações e reaplicações de capital externo de “não residentes” que o FMI determinou que fosse incluído em nossa dívida externa e que passaram a ser de nossa responsabilidade coletiva. Dívida externa que cresce na medida em que entra o capital externo para adquirir bens reais ou simplesmente quando os lucros aqui obtidos são reaplicados.

9.    Bibliografia

Banco Central do Brasil . “Notas para a Impresnsa – Setor Externo.” Histórico de estatísticas. BCB. Março de 2019. https://www.bcb.gov.br/ftp/notaecon/ni201903sep.zip (acesso em abril de 2019).

Banco Mundial. “World Development Indicators.” datatopics.worldbank. World Bank. 2018. http://datatopics.worldbank.org/world-development-indicators/ (acesso em 2019).

IMF . BPM6- Balance of Payments and International Investment Position Manual – Sixth Edition. Washington DC, USA: International Monetary Fund, 2009.

IMF. “IMF Data.” International Monetary Fund. 2019. http://data.imf.org (acesso em may de 2019).

Anexo 1: Tabela da Dívida Externa Bruta (DEB) e Líquida por País (DEL), Dados WDI – Banco Mundial

Código do PaísNome do paísDEL
% PIB
DEL
% PIB
AFGAfeganistão12,1N/D
ZAFÁfrica do Sul52,037,1
ALBAlbânia69,442,0
AGOAngola31,616,7
DZAArgélia3,4N/D
ARMArmênia85,966,8
AZEAzerbaijão39,122,0
BGDBangladesh18,15,3
BLRBelarus75,661,6
BLZBelize82,963,7
BENBenin31,331,6
BOLBolívia35,7N/D
BIHBósnia e Herzegovina79,844,6
BWABotswana10,2N/D
BRABrasil27,08,4
BGRBulgária70,620,4
BFABurkina Faso25,026,2
BDIBurundi17,716,3
BTNButão113,361,7
CPVCabo verde104,467,1
CMRCamarões30,321,0
KHMCamboja57,20,6
KAZCazaquistão118,494,3
TCDChad31,932,1
CHNChina14,0-12,5
COLColômbia41,325,2
COMComores25,3N/D
COGCongo, Rep.56,151,9
CODCongo, Rep. dem.14,012,0
CRICosta Rica47,534,0
CIVCote d’ Ivoire34,437,1
DJIDjibouti112,582,1
DMADominica54,817,2
EGYEgito, Rep. árabe35,920,1
SLVEl Salvador71,556,2
ECUEquador39,336,7
ETHEtiópia33,229,4
FJIFiji18,7N/D
PHLFilipinas19,4N/D
GABGabão45,137,0
GMBGâmbia, a65,932,9
GHAGana48,126,7
GEOGeórgia109,889,1
GRDGranada49,232,5
GTMGuatemala31,015,1
GUYGuiana43,528,1
GINGuiné14,35,2
GNBGuiné-Bissau24,324,3
HTIHaiti26,2-2,3
HNDHonduras40,618,6
SLBIlhas Salomão28,6N/D
INDÍndia19,83,9
IDNIndonésia36,022,8
IRNIrã, Rep islâmica.1,41,4
JAMJamaica103,276,6
JORJordânia75,375,3
XKXKosovo33,332,8
LAOLao PDR90,882,9
LSOLesoto31,6N/D
LBNLíbano141,734,1
LBRLibéria61,322,2
MKDMacedónia do Norte78,953,2
MDGMadagascar30,315,9
MWIMalawi35,122,6
MDVMaldivas32,217,4
MLIMali29,329,2
MARMarrocos46,522,0
MUSMaurícia77,633,5
MRTMauritânia85,267,9
MEXMéxico40,524,9
MOZMoçambique100,870,6
MDAMoldávia80,748,0
MNGMongólia285,5256,3
MNEMontenegro64,441,7
MMRMyanmar24,516,7
NPLNepal20,1N/D
NICNicarágua85,364,8
NERNíger41,841,8
NGANigéria11,0N/D
PNGPapua-Nova Guiné85,679,2
PAKPaquistão26,320,5
PRYParaguai57,021,3
PERPeru33,62,1
KENQuênia35,724,3
CAFRepública Centro-Africana37,418,8
KGZRepública do Quirguistão111,281,5
DOMRepública Dominicana41,131,6
ROURomênia53,131,5
RWARuanda37,427,4
RUSRússia32,03,9
WSMSamoa53,538,3
LCASanta Lúcia39,018,6
STPSão Tomé e Príncipe66,651,4
VCTSão Vicente e Granadinas42,718,6
SENSenegal56,243,3
SLESerra Leoa47,332,2
SRBSérvia e Montenegro89,658,7
SOMSomália40,342,1
LKASri Lanka59,149,6
SWZSuazilândia14,7N/D
SDNSudão20,320,1
THATailândia29,8N/D
TJKTajiquistão71,355,7
TZATanzânia35,423,7
TLSTimor-Leste1,9N/D
TGOTogo32,833,1
TONTonga39,1-6,7
TUNTunísia82,867,2
TKMTurquemenistão1,92,1
TURTurquia54,141,3
UKRUcrânia98,482,0
UGAUganda44,329,4
UZBUzbequistão35,034,3
VUTVanuatu46,0N/D
VNMVietnã48,825,8
ZMBZâmbia65,256,9
ZWEZimbábue59,145,0

N/D – Não Disponível

[1] Edições de fevereiro e março de 2019, da “Nota para a Imprensa”, Estatísticas do Setor Externo do Banco Central do Brasil.

[2] Nesse artigo, ”Nota” se refere ã Nota ã Imprensa de março de 2019 sobre o setor externo do Banco Central do Brasil.

[3] A Nota apresenta sempre os dados relativos ao mês anterior ao da publicação.

[4] Na verdade, os dados sempre estiveram disponíveis nas planilhas anexas; mas, entre o texto das notas para a imprensa e o conteúdo das tabelas anexas, havia o biombo agora rompido.

[5] Banco Central do Brasil

https://www.bcb.gov.br/acessoinformacao/legado?url=https:%2F%2Fwww.bcb.gov.br%2Fhtms%2Finfecon%2Fnotas.asp%3Fidioma%3Dp

[6] Extrato da Tabela 19 na Nota original do Banco Central

[7] Diferenças de 1% podem resultar da aproximação adotada.

[8] Ao se incorporar esse rendimento, obtidos em reais ã dívida externa cria-se uma aberração contábil; este procedimento alimenta o chamado “hiato fiscal” já que não há realmente entrada de dólares e a dívida externa cresce. Não existe, assim, a necessária contrapartida contábil ao acréscimo da dívida registrado.

[9] Os dois itens desapareceram das notas dos meses abril e maio.

[10] Não está esclarecida a razão de não constar a parte da dívida externa referente aos títulos de renda fixa em mão de não residentes.  Como o BPM6 ainda está em fase de implantação em vários países, pode-se supor que está sendo aplicado um critério de homogeneização entre os países declarantes que indica adiar a divulgação desses dados. Ademais, existe certamente um problema de reavaliação dos dados passados com a nova metodologia.

[11] A média aritmética dos países é de 51%, mas isso não leva em conta o peso diferenciado dos grandes países.

[12] Países em crise institucional como a Venezuela costumam apresentar fortes oscilações no câmbio, com reflexos no valor do PIB, resultando em valores dispares entre as fontes e na mesma fonte ao longo dos anos. O fenômeno também aconteceu com o Brasil ao longo do período estudado.

[13] Na média aritmética dos países do terceiro mundo, o Brasil com 8% do PIB de dívida líquida está em situação mais favorável que a maioria dos países do terceiro mundo (37% do PIB). Esta média, no entanto, não leva em conta a importância relativa das economias envolvidas.

[14]  A escala usada é de 0 a 200, nessa escala, os países com dívida igual ou superior a 200% são representados com a intensidade máxima da cor correspondente.

Repensando o Sistema Elétrico Brasileiro

Prévia da Revista E&E Nº 102 

Palavra do Editor:

REPENSANDO O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

O sistema elétrico brasileiro é sui generis pela predominância de energias ditas limpas, do ponto de vista da emissão de CO2. A nuclear faz parte deste tipo de energia e sua participação é de 3% da geração de eletricidade no Brasil.

A forte participação da energia hidráulica praticamente exigiu a criação de um sistema nacional integrado de eletricidade, administrado de forma centralizada. Esta configuração foi facilitada, até os anos noventa, pelo fato da geração e transporte de energia serem estatais. A gestão desse sistema cabia, na prática, à Eletrobras com suas empresas regionais, com algum contraponto da forte presença de geradoras e distribuidoras estaduais fortes.

A introdução da participação do capital privado nos anos noventa obrigou a mudança de estrutura do setor elétrico. Foi criado um órgão para gerir o Sistema Integrado Nacional Elétrico – SIN e uma agência para normalizar o setor. Empresas estatais foram privatizadas e outras abriram seu capital. Foi abandonada a regionalização das geradoras. Um sistema de leilões passou a reger as concessões. A conjuntura de abertura econômica e as características geográficas dos novos aproveitamentos impediu a construção de grandes reservatórios.

Uma reestruturação do mercado de energia elétrica foi feita sob forte influência do modelo britânico. Esta estrutura foi posta a prova no “apagão” de 2001 e isto abriu mais espaço para as térmicas convencionais na matriz de geração. Posteriormente foi aberto espaço para as novas renováveis, principalmente a eólica, e também para a biomassa. A nova estrutura não tinha preocupação especial com as regiões menos providas dos “três Brasis”. No terceiro Brasil, desprovido das energias integradas, estão as regiões isoladas do SIN onde, paradoxalmente, também estão as grandes possibilidades de geração hídrica futura.

A situação da energia nuclear não foi bem resolvida e continuou dependente de aportes estatais e engessada por uma fixação de tarifas que não possibilita novos investimentos.

As hidrelétricas construídas a partir da década de 1990 e as futuras não possuirão reservatórios significativos e operariam a “ fio d’água” onde a energia produzida é função da capacidade das turbinas instaladas e da vazão momentânea do rio que alimenta cada hidrelétrica sendo, portanto, mais sujeitas aos caprichos da natureza. Neste século tem sido crescente a utilização das fontes eólica, solar e biomassa intrinsecamente dependentes da natureza, aumentando a complexidade de atender e garantir o fornecimento de energia elétrica da maneira mais econômica possível minimizando o impacto ambiental. 

Estamos necessitando de uma nova visão do sistema elétrico brasileiro que leve mais em conta seu caráter tão especial. Para refletir sobre esse assunto, contamos com a colaboração de Othon Pinheiro da Silva, personagem de capital importância na história do desenvolvimento da energia nuclear no Brasil.

O trabalho aqui apresentado resultou de uma demanda feita a ele pelo Presidente do Clube de Engenharia. Procuramos acrescentar alguns detalhes e ilustrações ao trabalho que, fundamentalmente, segue a linha de pensamento do documento originalmente concebido para atender àquela solicitação.

Carlos Feu Alvim

 

Sumário

REPENSANDO O SISTEMA ELÉTRICO.

SISTEMA ELÉTRICO E   ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Resumo.

Palavras chave:

  1. Energia Nuclear: Explosão Inicial
  2. Energia Nuclear para Gerar Eletricidade.
  3. Energia Núcleo Elétrica no Brasil 
  4. A Tradição Hidroelétrica.
  5. A Reforma do Sistema Elétrico dos Anos 1990
  6. Repensando o Sistema Elétrico. 
  7. Os três Brasis.
  8. O Futuro da Energia Nuclear no Brasil 

Bibliografia

 

 

Opinião:

SISTEMA ELÉTRICO E
 ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Othon Pinheiro da Silva, Olga Mafra e Carlos Feu Alvim

Resumo

A energia nuclear é a mais recente das fontes energéticas que utiliza a humanidade e está completando oitenta anos.

Sua utilização inicial foi bélica e isto marcou seu futuro. Sua utilização pacífica na geração de energia nuclear se dá principalmente na geração elétrica, mas é também muito relevante o uso de isótopos na medicina. A energia nuclear é hoje reconhecida como caminho eficaz para reduzir a emissão de gases de efeito estufa. Na matriz energética brasileira, ela tem a participação de 3% e permanecerá com uma participação minoritária na matriz energética brasileira nas próximas 3 décadas.

A abertura econômica dos anos de 1990 tentou reorganizar o sistema elétrico de maneira a admitir a maior participação do capital privado e, forçada pelo “apagão de 2001”, incorporou novas fontes de na geração de eletricidade. O sistema adotado, com forte influência do exemplo termoelétrico britânico, apresentou problemas que precisam ser equacionados levando melhor em conta suas características próprias e sua complexidade econômica, geográfica e climática. A impossibilidade construir grandes reservatórios incluiu a energia hídrica entre as fontes sujeitas aos caprichos da natureza como a eólica, solar e biomassa,.

A solução dessas complexidades demanda uma reforma do sistema elétrico que necessita de energia estável de base, onde a nuclear deve colaborar e também para cobrir as oscilações do sistema com melhor uso dos reservatórios e o ocasional uso de fontes térmicas.

Palavras chave:

Sistema elétrico, energia nuclear, geração de eletricidade, gestão, clima.

1.    Energia Nuclear: Explosão Inicial

A energia nuclear é a mais recente entre as fontes disponíveis de energia utilizadas pela humanidade. A descoberta da fissão nuclear ocorreu em 1938/1939 quando Otto Hahn submeteu e publicou seus resultados experimentais e Lise Meitner e Otto Frish completaram a interpretação dos experimentos de Otto Hahn (Atomic Archive). A energia nuclear está, portanto, completando 80 anos de idade[1].

Como a descoberta da fissão nuclear coincidiu com o início da Segunda Guerra mundial, sua primeira aplicação foi bélica. A humanidade tomou conhecimento da energia nuclear em 1945 com os holocaustos de Hiroshima e Nagasaki que provocam até hoje no ideário popular natural rejeição a esta fonte de energia.

Ao terminar a Segunda Guerra Mundial, teve inicio a geopolítica bipolar onde o mundo foi dividido em dois grandes blocos, o Ocidental liderado pelos Estados Unidos e o Bloco Soviético liderado pela então União Soviética (cuja sucessora é a Rússia).

A ONU foi criada em 1945 e os cinco países, considerados os vencedores da Segunda Grande Guerra Mundial, EUA, União Soviética, Reino Unido, França e China, ocuparam os lugares permanentes no Conselho de Segurança da ONU, tendo poder de veto. Não por coincidência, estes mesmos países foram os primeiros a se juntar ao “Clube Nuclear”, entre 1949 e 1964[2]. A China foi, até 1971, representada pelo governo nacionalista de Taiwan. A partir daquele ano, a Resolução 2758 (UN, 1971) da Assembleia Geral da ONU estabeleceu a República Popular da China como representante daquele país na ONU e no Conselho de Segurança.

Foi estabelecida uma corrida armamentista, entre estes dois grandes blocos, que priorizava a fabricação de bombas atômicas e mísseis de longo alcance para transportar as ogivas nucleares. Na década de 1950, as bombas nucleares tiveram sua capacidade de destruição “exponenciada” com o desenvolvimento das bombas nucleares que usam a fusão nuclear (comumente conhecida como Bomba H, de hidrogênio). A corrida armamentista continuou crescendo até que ambos os blocos entenderam o conceito MAD – Mutual Assured Destruction (destruição mutua assegurada). Acordos entre as duas maiores potências e o fim da Guerra Fria levaram a uma sensível redução das ogivas nucleares e a quantidade delas diminuiu. Atualmente, o número está estável, mas ainda foi mantido um considerável estoque mundial de bombas [3].

Os cinco componentes do “Clube Nuclear” são membros permanentes do Conselho de Segurança e cada uma das cinco potências tem a prerrogativa de vetar as resoluções da ONU. Posteriormente, Israel (veladamente), Índia, Paquistão e Coreia do Norte agregaram armas atômicas aos seus arsenais, mas sem adquirir o “status” de “nuclear weapon states” no Tratado de Não Proliferação Nuclear – TNP ou de membro do Conselho de Segurança da ONU.

Figura 1: Evolução das ogivas nucleares nos EUA.

Em 1965, o estoque de armas nucleares nos EUA havia superado as 30.000 ogivas, logo após a crise dos mísseis em Cuba (Figura 1). A partir daí, houve uma gradual redução dos arsenais tanto dos EUA como da União Soviética com acordos de desarmamento a partir de 1991. Seguiu-se a dissolução da União Soviética e os estoques de armas nucleares se estabilizaram a partir de 2010. Sabe-se menos a respeito da evolução dos estoques da extinta União Soviética. Rússia e EUA teriam, em 2018, um arsenal um pouco superior a 6.500 ogivas cada (Arms Control Association, 2018).

2.    Energia Nuclear para Gerar Eletricidade

Já no início dos anos sessenta, com o início do arrefecimento da grande corrida armamentista bipolar mundial houve mais espaço para aplicações pacíficas. Surgiram usinas nucleares incorporadas à rede de distribuição. As primeiras parecem ser a de Obninsky APS-1 que em 1954 teria se conectado, com 5 MW, à rede, a de Sellafield (Calder Hall) no Reino Unido, que iniciou seu funcionamento em 1956 com capacidade inicial de 50 MW, depois aumentada para cerca de 200 MW (European Nuclear Society), e que seria também a primeira a ser descomissionada  (Brawn, 2003) e a Shipping Port Atomic Power com 60 MWe da Duquesne Light Company  (Craddock III, 2016) nos Estados Unidos que, de acordo com a US Nuclear Regulatory Comission, foi a primeira projetada para uso comercial, tornando-se operacional em 1957.

A partir de 1962, a tecnologia nuclear começou a ter sua utilização ampliada na geração de energia elétrica e se iniciou um período de grande euforia, denominado por Weinberg como a “primeira era nuclear” (Alvin, 1997) onde inicialmente havia a utopia de que seria possível produzir grandes quantidades de energia elétrica a preços ridiculamente baixos com a fonte nuclear. No final da década de 1960, iniciou-se a conscientização da realidade dos preços.

O incidente ocorrido na usina de Three Mile Island, dia 28 de Março de 1979, em Harrisburg Pensilvânia nos Estados Unidos, embora não tenha causado praticamente nenhum dano humano ou material, serviu de alerta para o que deveria ser aprimorado nos conceitos de operação e segurança das usinas nucleares. Esse alerta provocou modificações em todas as usinas nucleares que usavam reatores tipo PWR – Pressurized Water Reactor, aumentando sua segurança.

Entretanto já existiam outras usinas nucleares com reatores de tecnologia menos segura como os reatores RMBK de Chernobyl, Ucrânia e também usinas em cuja instalação não haviam sido respeitadas as boas normas internacionais de segurança em sua localização, particularmente, na sua cota de posicionamento em relação ao nível do mar como ocorreu em algumas das usinas BWR- Boiling Water Reactor , que foram construídas na Central Nuclear de Fukushima, Japão. Uma descrição do ocorrido foi publicada pela AIEA (AIEA, 2015).

As usinas da Central Nuclear Fukushima foram construídas em uma cota baixa relativa ao nível do mar. A cota do protetor marinho foi fixada em 5,5 m a partir de avaliações disponíveis na época. Uma reavaliação do órgão superior que cuida de terremotos no Japão, anterior aos eventos, modificou para cima o nível de terremoto que poderia ser esperado na região bem como a altura da onda do Tsunami. A Tokyo Electric Power Company – TEPCO, proprietária da Central, não mudou as especificações das usinas nem foi forçada a isto pelo órgão regulador nuclear japonês. Com isso, a cota da usina era inferior à altura para resistir à onda máxima prevista na reavaliação. A previsão dessa reavaliação estava próxima da que realmente atingiu a Central (cerca de 10m) .

As instalações diesel geradoras de energia em emergência existem em todas as usinas nucleares para prover a energia elétrica necessária para operar o sistema de remoção do calor residual dos núcleos dos reatores nucleares após o seu desligamento. Em Fukushima, em virtude de insuficiente altura em relação ao nível do mar, estas instalações, auxiliares porem muito importantes, foram alagadas pela onda causada pelo tsunami e ficaram inoperantes.

O não funcionamento do sistema de remoção do calor residual levou a fusão de alguns dos núcleos dos reatores da Central. Todas as usinas nucleares são dotadas de sensores de vibração e acelerômetros que provocam a interrupção do funcionamento e desligamento das usinas quando ocorrem terremotos mesmo de baixa intensidade.

A analise posterior da central de Fukushima indicou que as usinas, sob o ponto da integridade das suas estruturas, tubulações e equipamentos resistiram bem ao terremoto que foi maior do que o terremoto com as características para o quais foram projetadas. A Central Nuclear de Fukushima se encontra localizada a pouco mais de noventa milhas náuticas do encontro de três placas tectônicas que transforma aquela região em um dos locais mais instáveis sob o ponto de vista da sismologia e, por via de consequência, muito sujeita a grandes terremotos e tsunamis. O acidente evidenciou o posicionamento das instalações diesel geradoras de emergência em altura insuficiente em relação ao nível do mar. Não foram devidamente consideradas, no projeto, as peculiaridades locais causadas pela proximidade do encontro de placas tectônicas.

À inoperância dos geradores de emergência á diesel (só um da unidade 6 não foi atingido) e das baterias de emergência, em 3 delas, provocaram os piores acidentes (derretimento do elemento combustível e vazamento do vaso de contenção). Deve-se notar que não houve vazamento significativo de plutônio como no caso do acidente de Chernobyl. Isso pode contribuir para tornar possível a recuperação, no médio prazo, de boa parte da área atingida.

3.    Energia Núcleo Elétrica no Brasil

A decisão brasileira, no inicio da década 1970, de construir a Usina Nuclear Angra 1 e posteriormente a decisão de assinar o Acordo Nuclear Brasil Alemanha em 1975, não foi bem assimilada pelo setor elétrico de então que naturalmente tinha cultura fortemente hidrelétrica pelo fato desta fonte, até então, atender perfeitamente às necessidades de demanda de energia elétrica brasileiras.

Em decorrência do Acordo Nuclear Brasil Alemanha, de 1975, foi programada a construção de mais duas usinas em Angra dos Reis (2 e 3) e ainda a construção de mais duas usinas no litoral sul do Estado de São Paulo.

Naquela época, a opção nuclear se constituiu numa decisão de cúpula em um regime de exceção, ainda inspirada na utopia de produção de energia elétrica a preços muito baixos. A influência de fatores ligados à geopolítica foi também fator importante. A crise mundial causada pelo grande aumento do preço do petróleo em 1973 foi utilizada como motivadora da decisão.

4.    A Tradição Hidroelétrica

A determinação governamental, na década de 1970, de incorporar energia nuclear ao sistema elétrico foi imposta ao setor elétrico em paralelo com um grande programa de construção de hidrelétricas já em curso. Este, embora contasse com a aprovação do setor elétrico, teve seu dimensionamento decidido no mesmo regime verticalizado de decisão. Esse programa hidroelétrico previa o aproveitamento de praticamente todas as possibilidades de construção de hidrelétricas nos rios situados na região que se estende do Vale do Rio São Francisco até Itaipu. Foram grandes os investimentos no setor elétrico nesta época, um dos setores que mais recebeu investimentos no Brasil. O grande crescimento anual do PIB – Produto Interno Bruto naquele período e a atratividade político/empresarial das obras foram estimuladores deste grande investimento setorial.

A região acima mencionada era muito convidativa para construção de hidrelétricas, pois é geologicamente estável, localizada no meio de uma grande placa tectônica, dotada de oportunidades de aproveitamentos hidrelétricos em locais que já haviam sido desmatados em função de ciclos agrícolas e apresentava topografia que permitia a construção de reservatórios com grande capacidade de armazenamento de água. Esta região apresentava um conjunto de características favoráveis à construção e operação de hidrelétricas raramente encontradas em outros locais do nosso planeta.

Na década anterior (de 1960) o sistema elétrico nacional havia sido padronizado em corrente alternada com sessenta ciclos por segundo. Até então, a região de Minas Gerais, São Paulo e Paraná operavam com sessenta ciclos enquanto o Rio de Janeiro operava com cinquenta ciclos. A padronização da ciclagem facilitou a integração do sistema elétrico nacional onde as maiores fontes geradoras, as hidrelétricas, têm suas localizações definidas pela natureza e não pelo homem.

Ao longo da década de 1980, as hidrelétricas atendiam plenamente a demanda de eletricidade. O estoque de água nos reservatórios dessas usinas complementava o fornecimento de água necessário ao funcionamento satisfatório das turbinas nos meses do ano em que as vazões dos rios eram menores do que a demanda de energia elétrica, mesmo nos ciclos pluviométricos de seca na região central do Brasil onde estão localizadas as nascentes e os rios que alimentam grande parte do sistema hidrelétrico nacional.

Nas décadas de 1980 e 1990, as hidrelétricas que haviam sido construídas depois do racionamento na década de 1960 continuaram satisfazendo à demanda de eletricidade mesmo nos anos mais secos dos ciclos pluviométricos plurianuais que, historicamente, parecem se repetir com a periodicidade de cerca de dez a doze anos aproximadamente.

A partir da segunda metade da década de 1980, o sistema elétrico começou a apresentar problemas em termos administrativos e gerenciais. Havia inadimplência de uma estatal em relação à outra e muita interferência do setor político. É emblemático o desafio do Governador Orestes Quércia de São Paulo ao Presidente de Furnas (e anteriormente Ministro) Dr. Camilo Pena: Face à inadimplência por parte do Estado de São Paulo, o Governador tranquilamente desafiou o Presidente de Furnas sugerindo, ironicamente, “desligar São Paulo”. O assunto foi afinal resolvido pela interferência de pessoas sensatas.

Em alguns Estados da Federação havia empresas estatais estaduais que produziam, transmitiam e distribuíam a energia elétrica e também recebiam energia das empresas estatais nacionais pertencentes à ELETROBRAS. Não havia a separação administrativa empresarial entre a produção de energia por atacado nas hidroelétricas, a transmissão (o transporte a distância da energia) e a distribuição ao utilizador final, ou seja, o varejo. A influência político partidária cresceu demais e passou a comprometer o funcionamento de todo o sistema.

5.    A Reforma do Sistema Elétrico dos Anos 1990

Na década de 1990, estava evidente a necessidade de reformatação administrativa gerencial do sistema elétrico nacional e a economia brasileira foi atingida por uma onda de liberalismo. Foi contratada então a participação de uma empresa consultora do Reino Unido para tratar da reformulação e regulamentação do sistema elétrico nacional. O sistema elétrico Inglês, ao qual os consultores estavam acostumados, era prevalentemente térmico e com características completamente diferentes do sistema brasileiro. Na reestruturação, pós Margaret Thatcher, do sistema elétrico do Reino Unido em 1983 foi introduzido na regulamentação o conceito de competição e houve grande privatização das empresas participantes do fornecimento da energia elétrica produzida e distribuída no Reino Unido.

O sistema elétrico inglês nos anos noventa era quase inteiramente termoelétrico e muito dependente da utilização do carvão que estava começando a ser substituído por gás natural. O funcionamento das centrais que utilizam estes combustíveis é bastante independente de ciclos da natureza e praticamente sujeito somente ao planejamento e controle humano. A fonte hídrica representava apenas cerca de 2,5% do total da energia produzida naquele país.

O grupo de consultores ingleses tinha o “DNA” termoelétrico e era, logicamente, orientado pelas ideias de liberalização da economia, privatização e competição. Esta “escola de pensamento” contribuiu para que este “DNA” da onda econômica pós Margareth Thatcher fosse fortemente “miscigenado” na formulação da regulamentação do sistema elétrico brasileiro, majoritariamente hidrelétrico, que necessita compatibilizar o planejamento de sua operação com as variações do sistema pluviométrico controlado pela natureza e não pelo homem como é o sistema térmico do Reino Unido.

Um estudo adequado que fosse realizado por grupo competente e analisasse as características e as peculiaridades do sistema elétrico brasileiro e se preocupasse, não somente, em seguir as regras de comercialização da economia liberal, teria identificado que o estoque máximo de água nos reservatórios das hidrelétricas brasileiras havia se mantido constante desde a década de 1980 enquanto o consumo de energia elétrica naturalmente continuou crescendo e isto certamente repercutiria no planejamento e na operação do sistema elétrico brasileiro, predominantemente hidroelétrico. Ou seja, a reforma implantada nos anos 1990 não peca por seu caráter liberal – cuja discussão é importante está em uma esfera mais ampla – mas por não haver levado devidamente em conta a natureza física do sistema elétrico existente.

Em 2001, o país vivia um período de pouca pluviosidade e os reservatórios das hidrelétricas se encontravam praticamente vazios. O Brasil foi então “surpreendido pelo obvio” e tornou-se necessário o racionamento de energia elétrica que “a mídia” apelidou de “apagão”.

Na realidade o “apagão elétrico” havia sido precedido de um “apagão de competência” ao não se entender, por quase uma década, que o aumento e a transformação do consumo implicariam em modificações compatíveis na produção e na transmissão de eletricidade no Brasil.

A Usina Nuclear Angra 1 havia sido fornecida pela Westinghouse e iniciou seu funcionamento comercial em dezembro de 1984. Infelizmente, principalmente por falhas técnicas de projeto, apresentou baixo nível de desempenho ao longo das décadas de 1980 e 1990. Razões financeiras fizeram com que a Usina Nuclear Angra 2 tivesse desacelerada sua construção e o início da sua operação comercial somente ocorresse em fevereiro de 2001. Estes fatos contribuíram para a descrença dos executivos do sistema elétrico em relação à opção nuclear. Até o inicio do funcionamento comercial da Usina Nuclear Angra 2 o “sistema elétrico” associava energia nuclear unicamente a grandes investimentos e baixo desempenho.

Esse mesmo “sistema elétrico” reconheceu, no entanto, que sem a entrada em funcionamento comercial da Usina Termonuclear Angra 2 com 1300 MW de potência elétrica, no início de 2001, o “apagão elétrico” teria sido ainda maior.

Em consequência do “apagão”, imediatamente foi decidida a construção de termoelétricas que usam como combustível óleo ou gás e que apresentavam menor investimento inicial e menor prazo de construção.

As termelétricas que foram construídas a partir do “apagão” têm contribuído para garantir a continuidade no fornecimento de eletricidade independentemente das variações do regime pluviométrico, mas provocam excessivo aumento do preço médio da eletricidade ofertada ao consumidor, sobretudo porque, ao menos substancial parcela delas tem sido operada continuamente (na base de carga). Desconsidera-se também o aumento da emissão de gases de efeito estufa, ignorando compromissos assumidos internacionalmente pelo País.

A experiência internacional demonstra que termoelétricas para funcionarem continuamente “na base de carga” devem ser preferencialmente termoelétricas convencionais, usando carvão como combustível, ou usinas nucleares. As usinas convencionais a carvão são responsáveis por 38% da energia elétrica produzida no mundo, as térmicas a gás natural representam 23% e o óleo combustível apenas 3%. A contribuição mundial total das usinas hidrelétricas é da mesma ordem de grandeza (16 %) da contribuição da fonte nuclear (10 %) e a das fontes renováveis (8%).

A Figura 2 ilustra a enorme diferença da distribuição das fontes energéticas usadas na geração de energia que, por sua natureza completamente diversa da média mundial tem que ser administrado de uma maneira também diferente.

 

Óleo

Gás Natural

Carvão

Nuclear

Hidro

Reno-váveis

Outros

Brasil

3%

11%

4%

3%

63%

17%

0%

Mundo

3%

23%

38%

10%

16%

8%

1%

Fonte: BP stats-review-2018-all-data (dados referentes a 2017 (BP, 2018)

Figura 2: Comparação das estruturas de geração de eletricidade no Brasil e no mundo mostrando a peculiar estrutura brasileira,

Embora ainda muito menor do que faz acreditar sua divulgação, tem sido crescente a contribuição da energia renovável, principalmente eólica, mas também solar na produção de energia elétrica no Brasil e no mundo. A energia eólica mais a solar representaram em 2017 8% no mundo e 7,3% no Brasil. É destaque no Brasil a participação da biomassa que representa cerca de 9% da geração elétrica (na Figura 2, incluída entre as renováveis).

O desenvolvimento da tecnologia, com o uso de redes elétricas inteligentes, indica a tendência ao crescimento na utilização da energia eólica e também da energia solar na produção de energia elétrica brasileira, respeitando, evidentemente, suas características de fontes intermitentes e, portanto, dependentes de complementação.

6.    Repensando o Sistema Elétrico

Parece necessário repensar e reestruturar o sistema elétrico brasileiro, fundamentado em práticas comerciais não condizentes com as peculiaridades brasileiras, que atualmente mantém quase as mesmas bases estabelecidas na década de 1990. A revisão do planejamento do sistema elétrico certamente tenderá incorporar os avanços tecnológicos e a maior utilização das redes inteligentes.

Na reestruturação do sistema elétrico brasileiro, as necessárias modificações na operação e comercialização devem ser compatibilizadas com as características das fontes primárias nacionais de produção de eletricidade e também com o tipo de distribuição geográfica e peculiaridades da demanda de energia.

O varejo, ou seja, a distribuição final da energia elétrica em média e baixa tensão ao consumidor, após as subestações rebaixadoras de tensão, é praticamente independente da fonte produtora de energia. Trata-se de atividade administrativa e gerencial muito dinâmica normalmente melhor executada por empresas privadas em regime de concessão. Esta atividade pode ser fracionada para evitar grande concentração de poder em uma única empresa distribuidora em grande área do território nacional.

A lógica pode indicar que as empresas privadas, “responsáveis pelo varejo”, ou seja, pela entrega da energia elétrica ao consumidor final, tenham a sua sede no município embora possam ter como acionistas majoritários empresas “holding” que não tenham sede no município. É desejável que nas empresas distribuidoras municipais de energia uma pequena percentagem de suas ações seja de propriedade de moradores no município e que comprariam e também venderiam suas ações ao “preço de face das ações”. É importante que o representante deste grupo minoritário faça parte do conselho administrativo da empresa municipal. Em caso de “holding” controladora, obrigatoriamente um dos membros do conselho de administração, deveria pertencer a secretaria de energia do estado. A proximidade do entregador da energia com o cliente tende a aprimorar esse atendimento. Um bom exemplo de funcionamento deste sistema é o Município de Belmont no Estado de Massachusetts, Estados Unidos.

A distribuição final da energia por companhia com a sede situada no município contribui para aumentar a renda municipal e diminuir a “exportação” de capital da comunidade utilizadora final de energia para outros lugares.

A prioridade do sistema elétrico nacional certamente deverá ser a garantia e segurança do fornecimento de eletricidade, buscando o menor preço médio do Megawatt-hora (MWh) e a minimização do impacto ambiental.

No planejamento do sistema elétrico é importante considerar que, ressalvada sua grande importância, este setor se constitui um segmento da matriz energética nacional que em seu planejamento deverá levar em consideração a eficiência e economicidade de utilização dos insumos energéticos.

O biênio fundamental dos cursos de engenharia inclui  cursos de termodinâmica que nos ensinam que a transformação de energia química ou térmica em energia mecânica apresenta sempre modesta eficiência. A utilização do gás e derivados de petróleo em aplicações “mais nobres” como são os meios de transporte, por sua portabilidade, na petroquímica, por serem praticamente insubstituíveis, ou no aquecimento direto industrial e domiciliar onde a termodinâmica mostra que a eficiência da transformação da energia química em energia térmica é muito alta.

No planejamento da matriz energética nacional parece lógico priorizar os combustíveis encontrados no território brasileiro e utilizar nas usinas termoelétricas que operam em regime continuo sempre que possível urânio ou até mesmo carvão procurando sempre minimizar o uso de gás e derivados de petróleo para garantir seu emprego em suas aplicações mais nobres ou até mesmo na exportação.

7.    Os três Brasis

É muito importante que haja o entendimento que o Brasil, do ponto de vista do consumo de eletricidade, é um país com 214 milhões de habitantes e dimensões continentais com diferentes regiões climáticas onde convivem na mesma área geográfica total “três Brasis” com características diferentes:

O “primeiro Brasil” é composto de um arquipélago de “ilhas de concentração habitacional e denso consumo de eletricidade”, constituído de (dados de 2017):

  • Duas grandes metrópoles formadas por São Paulo (12 milhões de habitantes e mais 9 milhões com os municípios próximos e vizinhos) e Rio de Janeiro (6,7 milhões de habitantes e mais 2,5 milhões considerando as adjacências).
  • Cinco cidades com mais de dois milhões de habitantes (Salvador – 2,9 milhões, Brasília – 2,85 milhões, Fortaleza 2,57 milhões, Belo Horizonte – 2,94 milhões e Manaus – 2,2 milhões).
  • Dez cidades com mais de um milhão de habitantes (Curitiba -1,86 milhões, Recife – 1,6 milhões, Porto Alegre – 1,47 milhões, Belém – 1,43 milhões, Goiânia – 1,41 milhões, Guarulhos – 1,31 milhões, Campinas – 1,15 milhões, São Luiz – 1,06 milhões, São Gonçalo – 1,0 milhão e Maceió – 1,0milhão).
  • Vinte e cinco cidades com mais de quinhentos mil habitantes.

Este grande “arquipélago brasileiro de centros de denso consumo de eletricidade” demanda “grandes blocos de fornecimento de energia elétrica” que normalmente são produzidos por fontes de alta densidade de produção de energia que são as hidrelétricas, as termoelétricas convencionais e as térmicas nucleares. Uma boa ilustração desse arquipélago é a visão noturna por satélite mostrada na Figura 3. Nela fica clara (embora literalmente escura) a baixa densidade de consumo de grande parte do território nacional e a desigualdade de distribuição do consumo elétrico. Pode-se, inclusive, localizar praticamente todas as “ilhas” acima mencionadas.

Figura 3: Visão noturna mostrando as “ilhas” de iluminação existentes no Brasil e vizinhanças, podendo-se perceber a faixa iluminada ao longo do trópico de Capricórnio (São Paulo, Rio) e da costa nordestina http://tecnaula.blogspot.com/2011/02/mais-uma-da-serie-um-satelite.html.

Dentro desses grandes centros urbanos de consumo com grande concentração populacional, é possível a utilização apenas complementar da fonte solar (dependendo da insolação do local) considerando que, por sua baixa densidade de produção e intermitência, será sempre uma contribuição percentualmente muito pequena em relação à demanda total de eletricidade destes centros de consumo.

As grandes concentrações populacionais da Zona Franca de Manaus, Santarém e Belém do Pará, embora situadas na Região Amazônica, são servidas pelo sistema elétrico principal e consideradas como pertencentes ao “primeiro Brasil”.

O “segundo Brasil” é constituído pelas cidades médias e pequenas e áreas adjacentes. Este segundo Brasil, embora seja uma “colcha de retalhos” formada de áreas de “media densidade de consumo”, em seu total, consome muita eletricidade. Com menor dificuldade podem aumentar a produção e o consumo das energias alternativas eólicas e solar (dependendo sempre do mapa de ventos e da insolação) pois as redes elétricas existentes são bastante ramificadas e apresentam menor dificuldade de expansão.

O “terceiro Brasil” é composto de grandes áreas, com baixa ou muitíssimo baixa densidade de consumo de eletricidade, situadas nas regiões do sertão do Nordeste e Amazônia. Estas áreas exigem análise e tratamento específico para cada micro região.

As fontes primárias renováveis, eólica e solar, são de baixa densidade na sua “produção” e variam a quantidade de energia produzida durante as vinte quatro horas do dia e com a as condições climáticas, mas têm grande potencial de aplicação no “terceiro Brasil” embora necessitem utilizar o auxilio de estocagem da energia como garantia para assegurar o fornecimento contínuo da energia ao usuário. Quando baterias são utilizadas para estocagem de energia devemos esperar aumento no valor do investimento e também que o descarte das baterias apresente o potencial de grande impacto ambiental.

A região da Bacia Amazônica pode ser interpretada como a composição de áreas com diferentes características: a primeira delas é uma a área quase plana vizinha da calha principal do Rio Amazonas e também as áreas quase planas próximas onde correm o terço final dos rios afluentes. Nessas áreas planas é pouco praticável o aproveitamento hidrelétrico para suprimento de energia elétrica aos pequenos grupamentos humanos existentes. Cada um desses grupamentos humanos nesta área plana, muito sujeita a alagamentos, exige um tratamento específico. Em sua maioria são grupamentos humanos ribeirinhos, mas sem possibilidade econômica de aproveitamentos hidroelétricos locais.

As áreas não planas da Amazônia onde se encontram os dois terços iniciais do comprimento dos rios tributários contando a partir de suas nascentes, podem ser denominadas de regiões inclinadas/serranas: a primeira região inclinada/serrana está localizada a oeste e noroeste da calha principal plana do Rio Amazonas englobando as a áreas próximas as fronteiras da Bolívia, Peru e Colômbia; a segunda área inclinada/serrana é denominada Região Norte da Bacia Amazônica onde correm os rios próximos as divisas da Venezuela, Guiana, Suriname e Guiana Francesa e seus afluentes; a terceira região inclinada/serrana localizada ao sul é próxima ao planalto central brasileiro. As áreas montanhosas constituem a “borda da bacia amazônica”.

As três grandes áreas inclinadas/serranas juntas compreendem a maior percentagem da área da Amazônia Brasileira. Estas três grandes áreas (Figura 4)[4] apresentam grandes oportunidades de aproveitamentos hidroelétricos principalmente “a fio d’água“ que não provocam grandes alagamentos ou desmatamentos e podem com relativa facilidade suprir as necessidades de eletricidade dos pequenos assentamentos humanos existentes e atividades extrativistas.

Mapa Potencial Elétrico, mostrando as bacias, – Eletrobras (Eletrobras, 2017)

Mapa das Elevações do Brasil (topographic.mapa.com)

Figura 4: Mapas dos rios (ao alto), e de elevações (abaixo) assinalando regiões onde é mais viável o aproveitamento hidroelétrico na Amazônia.

Na região semiárida do “Terceiro Brasil” situada no Nordeste Brasileiro a utilização racional da energia solar e eólica pode muito contribuir muito para a melhora econômica da região. Ver Mapa da Figura 5 (CEPEL Eletrobras, 2001).

Figura 5: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro  CEPEL/MME

Para os grupamentos humanos isolados, onde economicamente não for viável o “back-up” por redes elétricas do sistema elétrico será necessária a estocagem de energia em baterias ou a utilização de geradores diesel para garantia do suprimento de energia elétrica.

Os grupamentos humanos do “Terceiro Brasil” onde ocasionalmente houver a interligação com as redes do Sistema Integrado Nacional poderão, além do uso das fontes renováveis, utilizar o regime de exportação/importação de energia através de redes inteligentes e utilizando indiretamente o estoque regulatório de água dos reservatórios das hidroelétricas, tornando praticamente desnecessária a estocagem local de energia em baterias para garantir a regularidade do fornecimento de energia elétrica.

Denomina-se “Sistema Integrado Nacional – SIN” o servido pelas grandes linhas de transmissão (Figura 6), as redes de distribuição e seus ramais que atendem ao “Primeiro Brasil”, ”ao Segundo Brasil” e aos centros de consumo por ventura interligados do “Terceiro Brasil”. O SIN tem nas hidroelétricas sua fonte principal de produção de energia. Nota-se na Figura 6 que grande parte do território brasileiro integra esse “Terceiro Brasil” onde o SIN não está presente.

O maior potencial hidrelétrico a ser explorado pelo Brasil se concentra nas áreas da Bacia do Amazonas que não apresentam grandes elevações nem são propícias a reservatórios de grande capacidade. Na concepção atual de desenvolvimento brasileiro, essas usinas se destinam à “exportação” para a região Sudeste-Centro-Oeste SE-CO como já acontece com as usinas instaladas do Rio Madeira e, em grande parte, com a própria energia de Itaipu. Essas usinas chegaram a ser consideradas, para fins de planejamento do SIN, como integrantes da região SE-CO.

Figura 6: Sistema Integrado Nacional – SIN Mapa das Linhas de Transmissão da ONS (ONS)

A introdução de usinas a fio d’água é um grande problema não suficientemente explicitado no nosso planejamento elétrico. No início de 2005, ele foi claramente exposto no artigo “Um Porto de Destino para o Sistema Elétrico Brasileiro” na revista E&E № 49. Na Figura 7, (retirada desse artigo), mostram-se as curvas de energia natural afluente – ENA para as diversas regiões do Brasil que compõem o SIN.  A solução desse problema não é trivial. A regulação sazonal não poderá ser feita com os reservatórios já existentes e o custo da nova energia, com cinco meses do ano com cerca de 10% da capacidade máxima, deverá obrigatoriamente incluir o da energia complementar para o período seco. Esta já é, aliás, a realidade que enfrenta o consumidor que já está pagando um preço diferenciado para cobrir o custo das usinas térmicas que atualmente utilizam óleo ou gás combustível.

Energia Natural Afluente nas Regiões do SIN

Figura 7: A energia natural afluente é governada pela vazão dos rios, na medida que se amplie a participação da Região Norte, com usinas sem reservatórios, a geração elétrica passará a ter forte sazonalidade.  

Soma-se, agora, a oscilação ao longo do dia da energia eólica (atualmente) e futuramente da solar, defasadas da curva diária de consumo. Isso exige das hidroelétricas um excesso de capacidade instalada que encarece seus custos e obriga o uso do estoque regulador.

É primordial a conscientização sobre a importância de considerar a água existente nos reservatórios como estoque regulador de energia. Isso nos conduzirá a utilizar o SIN priorizando a utilização da energia proveniente da região norte nos meses que houver grande caudal e, na medida do possível, estocar água nas hidrelétricas das outras regiões que tenham  capacidade de estocar.

O caudal (vazão) dos rios que alimentam as hidrelétricas (volume de água por segundo) varia ao longo das estações do ano e também com as variações plurianuais dos ciclos hidrológicos. O funcionamento das termoelétricas que consomem biomassa também está sujeito a variações anuais e plurianuais. Torna-se, portanto evidente o conceito de adotar um “estoque regulador de energia” para compensar os períodos em que a energia disponibilizada pelo baixo caudal dos rios e a biomassa disponível seja insuficiente para atender a demanda. O “estoque regulador de energia” é a soma dos estoques de água existentes nos reservatórios das hidroelétricas.

Não existe melhor estoque regulador de energia do que a água nos reservatórios das hidroelétricas. Tal estoque regulador de energia permite atender com simplicidade e presteza as variações na demanda de eletricidade[5].

É desejável também a adoção da estratégia de priorizar no despacho as usinas hidrelétricas à fio d’água e com pequena capacidade de estocar água objetivando sempre maximizar o “estoque regulador de energia” depositado em água nos reservatórios.

As usinas nucleares, se existirem em quantidade suficiente, permitirão ao operador nacional do sistema elétrico gerenciar o sistema de forma que haja sempre o “estoque mínimo necessário regulador de energia” que permita atender as flutuações na demanda de eletricidade mantendo razoável o custo da produção da eletricidade e o baixo impacto ambiental, mesmo nos períodos de baixa pluviosidade. Sabe-se, no entanto, por simulações, que o “cobertor” do estoque nos reservatórios existentes e os possíveis de construir será curto e as térmicas convencionais (óleo, gás natural ou biomassa) deverão ser acionadas para absorver o déficit sazonal ou déficits de chuva plurianuais.  

Parece obvio que a modelagem do sistema elétrico brasileiro para produção, transporte e distribuição de energia e sua comercialização deve ser decidida com base nas peculiaridades brasileiras e não na utilização, sem a devida adaptação de conceitos “importados” do Reino Unido.  A ideologia de liberalização vem, historicamente, experimentando altos e baixos na economia brasileira. Mesmo respeitando a ideologia liberal (atualmente em alta), é necessário o entendimento do sistema brasileiro e não simplesmente arremedar as práticas comerciais de outro país.

Na composição atual do Operador Nacional do Sistema Elétrico participam representantes das empresas geradoras; o ONS pode, portanto, sofrer grande influência dessas empresas em detrimento do melhor interesse dos consumidores. Seria melhor que fosse um órgão de governo composto de funcionários de carreira trabalhando em sistema aberto tipo bolsa de valores com painéis que demonstrassem suas decisões em plenário onde os representantes das empresas pudessem estar presentes, o que agregaria maior transparência ao sistema.

Os leilões da ANEEL – Agencia Nacional de Energia Elétrica, deveriam ser realizados entre os produtores de energia da mesma fonte energética de produção e não uma competição geral entre fontes diferentes como no sistema atual, de inspiração importada. Para cada fonte primária de produção de energia seriam alocadas cotas de fornecimento de energia que comporiam o “mix”, estrategicamente planejado, para garantir o suprimento de eletricidade ao menor preço médio possível e minimizando o impacto ambiental.

Uma “frase de impacto” de um influente assessor governamental à época da implantação do sistema administrativo gerencial econômico do setor elétrico nacional, que havia participado da elaboração do Programa Computacional New Wave para auxilio nas decisões para operação do sistema elétrico, resume, deste modo, a lógica de prioridade no “despacho” das usinas (fontes) produtoras de eletricidade: “não interessa se trata – se de combustível de cocô de galinha ou fusão nuclear o que interessa é o preço da energia”. Esta frase revela a mentalidade financeira e visão curta de quem entende muito pouco de planejamento energético particularmente em se tratando de um sistema elétrico com as características do Sistema Integrado Nacional. Ela sintetiza a miopia de um gerenciamento focando exclusivamente o aspecto contábil em curto prazo e não o comportamento anual e plurianual do sistema objetivando a segurança do fornecimento e o menor preço médio da energia.

No Brasil, a produção de energia para o atendimento continuo da “base de carga” pode ser entendida como sendo a energia produzida pelas hidroelétricas, usando a média anual do caudal mínimo dos rios que as alimentam, adicionando também a média mínima da energia produzida pelas fontes eólica e solar acrescida pela energia produzida pelas usinas termo- elétricas de menor preço (nucleares e a carvão) operando em produção anual continua . Os picos diários de demanda, ou seja, o “segmento de carga” deve ser prioritariamente atendido com o estoque regulador de energia constituído pela água dos reservatórios. As hidroelétricas têm a capacidade de “seguir a carga” com mais facilidade e economicidade do que as usinas térmicas.

As usinas termoelétricas a gás e óleo são construídas com menor valor de investimento, mas funcionam com o combustível de maior preço resultando em alto preço na energia elétrica produzida. Não é aconselhável que essas usinas operem continuamente ao longo do ano. Quando não estão produzindo energia são remuneradas pelo retorno do investimento acrescido do custo operacional nesta condição e lucro. Quando solicitadas a operar pelo Operador Nacional do Sistema recebem o adicional pela energia efetivamente produzida. É assim, mas isto é vantajoso para quem?

Para funcionar produzindo grandes “blocos de energia” em regime continuo na “base de carga” as usinas térmicas que produzem energia a menor preço por Megawatt-hora são as usinas nucleares e as usinas convencionais que usam carvão como combustível.

O Brasil é prodigo em reservas de urânio e detém a tecnologia de todas as etapas do ciclo combustível nuclear desde a mineração e produção do Yellow Cake até a finalização do elemento combustível para ser usado nos reatores, passando assim por todas as etapas do ciclo do combustível nuclear. Nosso País consta da pequena lista de países que dominam a tecnologia de enriquecimento de urânio e dispõe de grandes reservas de urânio. Somente os Estados Unidos, Rússia e Brasil fazem parte desta pequena lista. Todos os demais países ou dispõem da tecnologia do ciclo do combustível nuclear ou são detentoras de reservas de urânio ou nenhuma das duas condições e pagam por isso quando é compensador.

Países sem grandes fontes de combustível como o Japão e a França dificilmente poderão prescindir da utilização da energia nuclear que pode proporcionar estoque plurianual de combustível a preços competitivos e pequeno volume de armazenamento.

Quando for feita a reformulação correta e competente do sistema elétrico brasileiro ficará evidente a necessidade utilização continua em base de carga das usinas núcleo-elétricas ficando para uso apenas ocasional (quando houver necessidade) as usinas termo elétricas convencionais a óleo e gás para completar a produção de energia em poucos meses do ano. Em virtude do grande investimento necessário, o ritmo de construção das usinas nucleares deve ser compatibilizado com as necessidades de fornecimento de energia em base de carga que assegure a existência do estoque regulador de energia adequado.

O completo entendimento do conceito de utilizar o volume de água nos reservatórios das hidrelétricas no sistema elétrico como “estoque regulador de energia” permitirá minimizar o preço médio da energia elétrica, o impacto ambiental e maximizar o uso das fontes energia renováveis menos poluentes.

8.    O Futuro da Energia Nuclear no Brasil

Deve-se ter em vista que o consumo de eletricidade continuará crescendo e que a situação atual é uma única exceção (em 50 anos) em que repetimos em 2018 o consumo de 2014. O estoque máximo de água nos reservatórios se manteve constante desde o inicio na década de 1990. A melhor forma de garantir o estoque regulador de água é considerar como energia de “Base de Carga Hidroelétrica” o caudal mínimo anual dos rios e usar usinas nucleares que são as termoelétricas de menor preço da energia (comparando-se com as demais termoelétricas) para compor a “base de carga de energia elétrica”. As grandes reservas nacionais de urânio estimulam a adoção desta opção.

A Eletronuclear desenvolveu em parceria com a COPPE, Coordenadoria de Pós-Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro com a ótica da “segunda era nuclear” um importante estudo de localização para construção de centrais nucleares no Brasil. As conclusões desse estudo foram divulgadas sob a forma de palestras pela Empresa. Tal estudo iniciou-se pela seleção dos locais para construção que atendem a uma extensa lista de requisitos (mais de dois mil) priorizando a segurança nuclear. Foram selecionadas quarenta opções de localização que atendem a todos os requisitos.

Cada central núcleoelétrica planejada neste estudo, ao final de sua construção, teria capacidade para comportar seis usinas nucleares tipo PWR com cerca de 1200 Megawatts que seriam construídas sequencial e paulatinamente. É recomendável que o inicio da construção de cada usina da mesma central seria defasado de cerca de um ano e meio do inicio da construção da usina anterior para otimizar a utilização da mão de obra e minimizar o preço total da construção de cada central.

Considera-se aqui que a decisão sobre a possível implantação dessas centrais seria tomada no planejamento energético global, mas os possíveis locais já estariam determinados.

Naquele estudo, foi feita a opção por usinas dotadas reatores PWR modernos com sistema de segurança passiva aprimorada que não necessitam de energia externa para remoção do calor residual produzido pelos núcleos dos reatores após o desligamento com a interrupção da reação nuclear em cadeia.

O conceito de segurança passiva aprimorada prevê que o calor residual de um reator nuclear depois do desligamento súbito, que no primeiro momento, se constitui em cerca de 2,3% da energia que o reator vinha produzindo antes da interrupção da reação nuclear em cadeia e decresce rapidamente ao longo de quarenta e oito horas para valores mínimos seja absorvido sem a necessidade de existir um sistema independente de remoção de calor que utilize energia elétrica como ocorre na maior parte das usinas nucleares atualmente existentes.

 Os modernos reatores PWR são projetados para que a dissipação desta energia residual produzida pelo núcleo do reator seja realizada por circulação natural por convecção da água no circuito primário da usina tornando-se desnecessária a utilização de energia elétrica de fonte não nuclear externa para assegurar a remoção do calor residual.

Ao término da construção, cada Central Nuclear composta de seis usinas teria a potência total instalada de sete mil e duzentos megawatts e podendo operar com o fator de capacidade de 0,9. Cada uma dessas centrais nucleares, quando dotadas das seis usinas, produziria mais energia do que a soma das energias produzidas pelas hidrelétricas da empresa Furnas ou da empresa CHESF- Centrais Hidrelétricas do São Francisco ou a metade da energia anual gerada pela usina de Itaipu.

A retomada do crescimento econômico brasileiro implicará necessariamente em aumento do consumo de eletricidade e tornará ainda mais evidente a necessidade de aumentar utilização de termoelétricas nucleares na ”base de carga” produzindo “grandes blocos de energia”. Caso seja mantida a atual intensa utilização de usinas termoelétricas convencionais a óleo e gás o alto preço da eletricidade atualmente praticado tenderá a aumentar.

Qualquer nova usina nuclear, prevista para ser construída, deverá ser planejada com a ótica da “segunda era nuclear” que prioriza a segurança e entende a energia nuclear não como sendo “a solução” para produção de eletricidade e sim com uma fonte complementar primária de produção de energia com segurança que não pode deixar de participar de um “mix” de fontes produtoras para assegurar a garantia no fornecimento de eletricidade com economicidade e minimizando os impactos ambientais.

O planejamento da geração nuclear tem que ser parte do programa de longo prazo de geração de energia para o Brasil. A periodicidade atual (planos decenais) é inadequada para isso. Em termos de planejamento energético nacional, dez anos constituem um prazo curto. O ciclo de planejamento e construção de uma instalação de grande porte produtora de energia e linha de transmissão associada é da ordem de dez anos de acordo a pratica internacional e frequentemente um empreendimento de porte escapa ao ciclo de dez anos. O lançamento do plano de longo prazo vem sendo sucessivamente adiado pelo Governo Federal.

Para o importante setor nuclear torna-se necessário:

  1. Terminar a construção da Usina Nuclear Angra 3 da Central Nuclear Álvaro Alberto em Angra do Reis.
  2. Decidir o local da construção de uma ou até mesmo duas centrais nucleares, com a possível brevidade, selecionando sua localização entre as quarenta localizações recomendadas nos estudos realizados pela COPPE e a Eletronuclear que sejam mais convenientes para atender as necessidades do Sistema Integrado Nacional. Com isto, não se perderia o conhecimento acumulado na área por técnicos altamente especializados.
  3. Decidir, a programação da construção das usinas dentro de um planejamento global, idealmente, com o início da construção da primeira central até 2022. É possível custear, ao menos parcialmente, a construção das usinas nucleares com a “venda futura de energia” garantida por acordos de governo, porém mantendo a propriedade e responsabilidade da estatal brasileira pela propriedade, operação e descomissionamento das usinas nucleares[6].
  4. Construir a instalação de armazenamento intermediaria de rejeitos da Central Nuclear Álvaro Alberto e o módulo de demonstração experimental da Instalação para estocagem, em longo prazo, de combustível nuclear queimado. Este novo conceito de estocagem concebido na Eletronuclear permite estocar por mais de quinhentos anos todo o combustível nuclear utilizado em todas as centrais nucleares brasileiras com total segurança e baixo preço, usando a remoção do calor residual por circulação natural e permitindo monitoramento seguro, simples, constante e de baixo custo. Esta solução é tecnologicamente muito mais avançada do que o antigo conceito de deposição dos rejeitos nucleares em grandes profundidades em locais teoricamente considerados estáveis que foi preconizado durante a “primeira era nuclear” e que na realidade significa “colocar o lixo debaixo do tapete”, embora essa concepção ainda conte com grande número de adeptos.
  5. Aprimorar a operação e ampliar as instalações da INB – Indústrias Nucleares do Brasil de forma que em um prazo máximo de dez anos sejam atendidas as necessidades de combustível nuclear para alimentar as usinas nucleares que estiverem em funcionamento no País.
  6. Ampliar a responsabilidade da INB para ser encarregada do transporte e armazenamento do combustível nuclear queimado dos reatores e posteriormente, quando for economicamente recomendável para o Brasil, reprocessar o combustível nuclear queimado[7], e manter a estocagem monitorada dos rejeitos usando o provavelmente as mesmas instalações construídas em região adequada para o armazenamento intermediário, no longo prazo, do combustível nuclear queimado.
  7. A CNEN – Comissão Nacional de Energia Nuclear completará a construção do RMB – Reator de Multipropósito Brasileiro em Iperó, São Paulo, para atender as necessidades nacionais de radioisótopos, testes de materiais e combustíveis e experiências conjuntas com centros de pesquisa e universidades.
  8. Ampliar a prospecção de Urânio em território nacional.
  9. Incluir nas responsabilidades da INB a comercialização e gestão do estoque de urânio para atender as necessidades nacionais. A INB passaria a ter a atribuição de adquirir no Brasil a preços do mercado internacional em longo prazo o Yellow Cake que as mineradoras que operam no país decidirem produzir a partir do conteúdo de urânio nos minérios que exportam.
  10. Dar prosseguimento ao programa de submarinos com propulsão nuclear e, consequentemente, a todas as atividades em desenvolvimento em Aramar.

Bibliografia

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Alvin, Weinberg M. 1997. The First Nuclear Era: The Life and Times of a Technological Fixer Hardcover. s.l. : American Institute of Physics; 1994 edition , 1997. ISBN-13: 978-15639635.

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Craddock III, Jack. 2016. The Shippingport Atomic Power Station. [Online] 2016. http://large.stanford.edu/courses/2016/ph241/craddock1/.

Eletrobras. 2017. MapaSipot-Dezembro2017. [Online] dez de 2017. http://eletrobras.com/pt/AreasdeAtuacao/geracao/sipot/MapaSipot-Dezembro2017.pdf.

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topographic.mapa.com. Brasil . topographei.mapa.com. [Online] http://pt-br.topographic-map.com/places/Brasil-3559915/.

  1. 1971. United Nations, General Assembly – Twenty-sixth Session. Restoration of the lawful rights of the Peoples’s Republic of China in United Nations. [Online] 25 de October de 1971. http://www.un.org/en/ga/search/view_doc.asp?symbol=A/RES/2758(XXVI).

[1] 1938 (Dezembro) Fermi recebe o prêmio Nobel pela descoberta de “elementos transurânicos”, na verdade fissão de urânio e parte para os EUA. (22 deDezembro ) Otto Hahn envia texto para Lise Meiner com resultados experimentais que são interpretados por Meiner e seu sobrinho Otto Frish como fissão nuclear.  
1939 (6 de janeiro) Hahn e seu assistente Fritz Strassmann publicam seus resultados; (11 de Fevereiro)  Meitner and Frisch publicam a interpretação teórica dos resultados de Hahn-Strassmann como fissão nuclear .

[2] União Soviética 1949, Reino Unido 1952, França 1960 e China em 1964.

[3] Cerca de 14.570 ogivas sendo que 13.400 em poder de Rússia e EUA, conforme avaliação da Arms Control Association https://www.armscontrol.org/factsheets/Nuclearweaponswhohaswhat

[4] Nota: Vale a pena acessar os mapas mostrados na Figura 3. Os mapas permitem o zoom para examinar detalhes. É possível, no segundo mapa, ler a altitude do famoso encontro das águas dos rios Negro e Solimões, perto de Manaus. Onde a altitude é de 7m em relação ao mar. Isto faz com que o aproveitamento hidroelétrico do Rio Amazonas propriamente dito, formado deste encontro das águas, seja praticamente inviável para centrais de porte.

[5] Em alguns países do mundo são usadas usinas reversíveis, sendo a água de um reservatório bombeada para reservatórios a montante para armazenar energia excedente de outras usinas. Isto exige um considerável investimento que mesmo assim pode ser viável. Im considerável investimento que o Brasil ainda consegue evitar, mas pode ser uma alternativa às baterias para “armazenar vento” ou energia fotovoltaica.

[6] Na Bélgica, em uma mesma central existem usinas de diferentes proprietários o que nos sugere diferentes financiadores compradores de blocos de energia futura a ser produzida em uma mesma central nuclear brasileira. O financiamento da construção de usinas nucleares com o pagamento com a energia a ser produzida implicará na adoção de legislação que garanta a compra, o preço futuro da energia, sua correção inflacionaria e garantia cambial.

[7] Essa posição coincide com a adotada pela Política Nuclear Brasileira (Decreto Nº 9600 de 05/12/2018) e tem o significado de que o Brasil considera a energia contida no combustível utilizado aproveitável no futuro e baliza a definição do tipo de armazenamento a ser adotado que é muito importante na fase atual.

Até onde vai o dólar?

Evolução do Câmbio R$;US$, corrigidas as inflações

PARA ONDE VAI O DÓLAR

Resumo:

O câmbio do dólar varia muito frente aos humores da política, dos juros externos e internos e da própria política econômica. Nossa percepção é eclipsada pelo diferencial de inflação do Brasil e EUA. Corrigidas as duas inflações, pode-se ver que o dólar oscila entre valores médios de longo prazo.

A E&E publica regularmente os valores históricos disponíveis mensais e anuais que tem se mostrado úteis na projeção do que vai acontecer no médio e longo prazo.

Palavras chave:

Dólar, câmbio, contas externas, política econômica, dados econômicos.

Conforme Antecipávamos, ou
 a Tendência para o Dólar de Equilíbrio.

Os dados históricos conduzem aos do presente. Há muito, o Painel da E&E mostrava que o Real estava supervalorizado ou, o que é o mesmo que dizer que a cotação do dólar estava baixa. Aproveita-se a oportunidade de mostrar que a análise estava correta e para ensaiar projeções de médio prazo, reproduzimos abaixo nosso painel sobre o câmbio.

Painel: Nesse painel estão representados os valores mensais e anuais médios. Ele pode ser expandido para ocupar toda a tela e os dados do gráfico lidos em cada ponto. De 1 a 3 estão os quadros, mensal, anual e metodológico.

O dólar já ultrapassou a cotação média histórica para o câmbio flutuante que é de 3,80 e não teria muito espaço para subir. No último mês de setembro, a cotação média foi de 4,12 e a máxima chegou a 4,19 R$/US%%EDITORCONTENT%%nbsp; que estão 10% acima da média histórica a partir de 1999. Ou seja, a tendência de médio e longo prazo é de queda.

A situação é de curto e médio prazo, o comportamento futuro vai depender da crise política, que é grande, vir a contaminar a do comércio externo que não é dos piores: reservas altas, superávit na balança comercial, mas dívida externa crescente e dívida interna que pode alimentar a externa. Ademais, o passivo externo relativo ao PIB continua crescendo e já atinge 88% do PIB.

Em momentos de crise econômica é natural que os aplicadores procurem um valor de referência mais estável. Por essa razão, mesmo nos casos de crise nos EUA, como a de 2008, os aplicadores fogem dos países que consideram de maior risco. Na Figura 1, algumas dessas crises estão assinaladas bem como a atual que ainda se delineia.

Pode-se constatar que, nas crises assinaladas, houve um certo padrão no comportamento dos picos de cotação do dólar. O pico durou em média 15 meses (largura na base) e o valor máximo foi cerca de 40% do valor no início da crise.

Profecias de curto prazo são extremamente arriscadas porque os desmentidos podem vir rápido; não obstante, fica a tentativa (sem nenhum compromisso) de dar uma indicação para os próximos meses. Pelo padrão anterior, o máximo seria atingido em setembro ou outubro e o valor máximo da cotação ficaria perto de 4,60 R$/US. O valor decairia em seguida provavelmente se estabilizando perto do valor histórico de cerca 3,80 nos primeiros meses de 2019. Isto, na perspectiva otimista de que seja apenas uma crise passageira que encerre o movimento de realinhamento já delineado desde o início de 2012 de reaproximação dos valores do câmbio de equilíbrio (3,80 R$/US$). 

Evolução do Câmbio R$;US$, corrigidas as inflações
Figura 1: Crises refletidas na cotação do dólar; observe-se também, a partir de 2012, uma tendência coerente de aproximação aos valores históricos do câmbio.

Para acompanhar o histórico veja Câmbio de Equilíbrio[1]. Os detalhes de cálculo podem ser vistos em metodologia, sob o mesmo título[2].

NOTAS

[1] http://ecen.com.br/?page_id=215

[2] http://www.ecen.com/eee36/cambio_de_equilibrio.htm

Crise Econômico-Financeira na Geração Nuclear

Resumo da situação da Geração Elétrica Nuclear no Brasil em dezembro de 2017

José Israel Vargas,
Carlos Feu Alvim e
Olga Mafra

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Em 13 de Novembro do ano passado as direções da Eletronuclear e da INB reuniram-se com o Presidente da Câmara, deputado Rodrigo Maia, para chamar a atenção sobre a grave situação econômico-financeira da área da geração de energia eletronuclear (1). O Diretor Presidente da Eletronuclear, Leonam Guimarães confirma que esta situação é fundamentalmente devida aos dispêndios induzidos pelo  estado em que se encontra o projeto de construção de Angra 3.

Os gastos com a interrupção de Angra 3 absorvem as tarifas geradas por  Angra 1 e 2,  já reduzidas em valor real de 14%, pela ação ANEEL. Embora os recursos gerados sejam suficientes para manter as duas usinas, em pleno funcionamento, a inadimplência das responsáveis contratuais pela construção de Angra 3 quais sejam a Eletrobras e os financiamentos dos  bancos BNDES e Caixa Econômica Federal, com a transferência dos encargos assumidos, tornou insustentável a situação da empresa.

De fato o não cumprimento pela Eletrobrás, tanto inicialmente de 20% ampliados posteriormente a 40%, dos encargos, bem como daqueles de responsabilidade dos referidos bancos, em decorrência da mencionada interrupção do projeto Angra 3, agravou-se mais ainda pelo início de cobrança pelos bancos de juros sobre os passados investimentos, atualmente em 30 milhões de reais mensais (do BNDES) e que alcançariam mensalmente 55 milhões de reais com a prevista incorporação dos pagamentos devidos à CEF.

A situação financeira da Eletronuclear já vinha apresentando problemas, desde 2015, com a crescente transferência de responsabilidade pelo investimento na construção de Angra 3. Este conjunto  inicial de eventos provocara  virtual insustentabilidade da empresa no ano de 2015. Com efeito, a declaração de “impairmen”(redução do valor de recuperação de um ativo) de 3,4 bilhões de reais reduziu a zero, naquele ano, o patrimônio líquido da Empresa. Além disso, a impossibilidade da controladora Eletrobrás de aportar, como apontado acima, recursos próprios conforme previsto em contrato tanto inicial como o posterior já tornara o empreendimento problemático. A situação do impairment  poderia ter sido, em princípio, resolvida com a repactuação da tarifa de Angra 3, persistindo, no entanto, o problema do aporte de recursos próprios cujo equacionamento estava em estudo.

Isso se tornou politicamente inviável quando as operações da Polícia Federal e Justiça Brasileira com as operações “Lava Jato” e “Pripyat” atingiram membros da alta direção da Empresa.

Foi nesse quadro que se decidiu suspender a construção de Angra 3, no entanto não motivada diretamente por essas operações, mas, pela incapacidade política de equacionar os problemas já existentes.

A paralisação da construção de Angra 3 (2) agravou a situação como esclarece o Presidente da Eletrobras,  Wilson Ferreira Jr., fazendo cessar o fluxo financeiro dos empréstimos assumidos e naturalmente, acrescentadas despesas com o adiantamento do vencimento de juros já referidos e exorbitantes na conjuntura, que seriam normalmente pagos após a conclusão do empreendimento, pela geração de recursos resultantes do funcionamento de Angra 3.

Além disto, a Empresa deve arcar com a manutenção do canteiro de obras que é uma obrigação que envolve a preservação do investimento já realizado com a construção de Angra 3 e os requerimentos de segurança das centrais em operação. Com a paralisação das obras, foram geradas obrigações vencidas com fornecedores, que atualmente alcançam 50 milhões de reais.

A crise atual envolve, em virtude dos encargos referidos, a própria produção de combustível nuclear pela empresa Indústrias Nucleares do Brasil – INB com a qual a Eletronuclear já reduziu seus compromissos de pagamento de combustíveis, a partir de outubro deste ano, face à previsível  indisponibilidade de recursos. A situação da INB ficou crítica, além disto, em virtude dos cortes lineares realizados no orçamento limitarem seus gastos anuais, afetando, inclusive, a utilização dos recursos próprios gerados pela venda de combustíveis, inclusive decorrentes de exportação.

Concretamente, embora o combustível para 2018 já esteja assegurado (3) (4), a ser mantida a atual situação, a energia elétrica de origem nuclear poderia ter seu fornecimento suspenso a partir de 2019. Este atraso pode configurar irreversível pela antecedência necessária para a fabricação do combustível.

A produção de energia nuclear é um assunto da mais alta sensibilidade internacional e não pode estar sujeita a restrições que limitem a segurança do sistema, inclusive no que concerne a segurança da população. Ressalte-se enfaticamente que problemas de fluxo de recursos nessa indústria podem provocar tragédias humanas e ambientais de consequências imprevisíveis. O Brasil corre o risco de vir a violar (ou já estar fazendo) o Protocolo da Convenção de Segurança Nuclear da qual é signatário e onde se compromete, entre outras obrigações a:

  • Assegurar que os recursos financeiros adequados estejam disponíveis para apoiar a segurança de cada instalação nuclear ao longo de sua vida;
  • Assegurar que número suficiente de pessoal qualificado esteja disponível, para todas as atividades relacionadas com segurança para cada instalação, ao longo de sua vida.

A nomeação e o afastamento de sucessivos diretores-presidentes interinos claramente não ajudou o processo de recuperação da Empresa. A clara exposição da grave situação que vem fazendo, em diversos fora, o atual diretor-presidente Leonam Guimaraes e sua recente efetivação no cargo (5) criaram as condições para que o Governo Federal assuma sua responsabilidade para a urgente solução do problema.

Não fazê-lo implica desestruturar o estratégico Setor Nuclear brasileiro resultante de mais de 60 anos de esforços, com fortes impactos na Segurança Nacional, na independência e sustentabilidade de todo o complexo nuclear do qual depende não só abastecimento de energia da Região Sudeste, mas a estabilidade do Sistema Elétrico  Interligado,  com  graves implicações na estabilidade de atividades ligadas à defesa nacional, inclusive no que diz respeito os compromissos assumidos em Acordos Internacionais, e à saúde da população brasileira.

Claramente é necessário equacionar separadamente a situação de Angra 3, já que praticamente a totalidade dos agentes envolvidos está diretamente vinculada ao Governo Federal. Isso permitiria dar continuidade a geração segura de energia nuclear através das usinas  Angra 1 e 2 com os recursos provenientes da tarifa assim auferidas.

O Setor Nuclear necessita de urgente reestruturação que o fortaleça para garantir o cumprimento das atividades de sua responsabilidade, inclusive constitucionais. A geração de energia nuclear elétrica é seu principal eixo econômico e esta reestruturação deve levar em conta este amplo papel.

Recorde-se ainda que o Setor Nuclear, em todos os países onde essa atividade é relevante, vincula-se diretamente à alta esfera do Governo Central que assume também toda responsabilidade por sua estratégia.

No Brasil, a responsabilidade pela proteção das atividades do Programa Nuclear, bem como, da Secretaria Executiva do Comitê Interministerial que cuida do assunto está concentrada no Gabinete de Segurança Institucional, na Presidência da República.

Pode-se resumir assim as medidas urgentes necessárias

  • Equacionar separadamente a situação de Angra 3 da produção de energia por Angra 1 e 2 possibilitando a utilização integral da tarifa à destinação prevista,
  • Complementar o orçamento da INB de maneira a possibilitar, pelo menos, o uso dos recursos da venda de combustível para assegurar a geração nuclear em 2019,
  • Cuidar para que sejam mantidas as condições técnicas, pessoais e financeiras para operação com mínimo risco das centrais existentes e do canteiro de obras.

Adicionalmente é necessário tomar medidas para equacionar problemas emergentes

  • Encaminhar a decisão sobre o prosseguimento da construção de Angra 3 através de decisão do Conselho Nacional de Política Energética CNPE,
  • Iniciar a reestruturação do Setor Nuclear para impedir sua deterioração administrativa e técnica e aproveitar suas potencialidades e oportunidades comerciais, facilitando a participação do setor privado e a operação dos organismos do Estado nas tarefas de sua responsabilidade.
  • Reunir os elementos par a formulação de uma política nuclear de longo prazo, coerente com a importância estratégica dos assuntos do Setor.

Bibliografia

  1. Petronotícias. A grave crise da Eletronuclear e INB é levada ao Presidente da Câmara que promete ajuda para uma solução . Petronotícias. [Online] 13 de novembro de 2017. https://petronoticias.com.br/archives/105361 .
  2. Pamplona, Nicola. Parada, Angra 3 dá prejuízo adicional de R$ 30 milhões por mês à Eletrobras. UOl Folha de São Paulo. [Online] 14 de novembro de 2017. http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2017/11/1935328-parada-angra-3-da-prejuizo-adicional-de-r-30-milhoes-por-mes-a-eletrobras.shtml .
  3. Petronoticias. INB recebe aporte de R$ 190 milhões que garante o abastecimento de combustível para Angra e Angra 2. Petronoticias. [Online] 04 de janeiro de 2018. https://petronoticias.com.br/archives/107162 .
  4. Luna, Denise. Governo faz aporte de R$ 190 mi para garantir abastecimento de usinas de Angra em 2018. Estadão. [Online] 04 de janeiro de 2018. http://economia.estadao.com.br/noticias/geral,governo-faz-aporte-de-r-190-mi-para-garantir-abastecimento-de-usinas-de-angra-em-2018,70002138572 .
  5. Petronotícias. Governo acaba a interinicade e confirma Leonam Guimarães como presidente da Eletronuclear. Petronoticias. [Online] dezembro de 20 de 2017. https://petronoticias.com.br/archives/106678 .