Em 2017, a produção bruta de eletricidade no Brasil foi de 589 TWh, incluindo 371 TWh (63%) de hidro, 66 TWh (11%) de gás, 52 TWh (9%) de biomassa e resíduos, 44 TWh (7%) de energia eólica e solar, 25 TWh (4%) de carvão, 16 TWh (3%) de energia nuclear e 16 TWh (3%) de petróleo. As importações foram de 36 TWh (efetivamente sem exportações), mas altas perdas de transmissão de 98 TWh (17% da produção) deram um consumo de cerca de 499 TWh1. O consumo per capita de eletricidade no Brasil cresceu fortemente de menos de 1500 kWh/ano em 1990 para cerca de 2400 kWh/ano em 2017.
A alta dependência da hidrelétrica dá origem a alguma vulnerabilidade climática que está impulsionando a política para diminuir a dependência da mesma. Uma grande seca em 2001 levou a uma aguda escassez de energia, e que no início de 2015 estava se configurando para ser pior, com a água urbana também limitada. Em fevereiro de 2010, o governo aprovou investimentos de US$ 9,3 bilhões no novo esquema hidrelétrico de 11,2 GWe Belo Monte, que inundará 500 km2 da bacia amazônica e fornecerá cerca de 11% da eletricidade do país. No entanto, a margem para um maior desenvolvimento hidroelétrico é considerada limitada. Cerca de 40% da energia elétrica do Brasil é produzida pelo Sistema Nacional Eletrobras. Cerca de 20% da energia elétrica é proveniente de concessionárias estatais, e o restante é de empresas privadas.
Desenvolvimento da indústria nuclear no Brasil
O Brasil começou a desenvolver tecnologia nuclear em 1951, sob o recém-criado Conselho Nacional de Pesquisa, mas a acelerou sob um regime militar de 1964 a 1985. Em 1970, o governo decidiu buscar uma licitação para uma usina nuclear inicial. O contrato turnkey para Angra 1 foi adjudicado à Westinghouse, e a construção teve início em 1971, em um sítio litorâneo entre Rio de Janeiro e São Paulo. Hoje é o complexo da Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA) no estado do Rio de Janeiro, 130 km a oeste do Rio de Janeiro.
Em 1975, o governo adotou uma política para tornar-se totalmente auto-suficiente em tecnologia nuclear e assinou um acordo com a Alemanha Ocidental para o fornecimento de oito unidades nucleares de 1300 MWe ao longo de 15 anos. As duas primeiras (Angra 2&3) deveriam ser construídas imediatamente, com equipamentos da Kraftwerk Union (KWU)b. O restante deveria ter 90% de conteúdo brasileiro sob o acordo de transferência de tecnologia. Para isso, foi criada a estatal Empresas Nucleares Brasileiras S.A. (Nuclebrás), com várias subsidiárias focadas em aspectos particulares da engenharia e do ciclo do combustível nuclear.
No entanto, os problemas econômicos do Brasil interromperam a construção dos dois primeiros reatores Brasil-Alemanha e todo o programa foi reorganizado no final da década de 80. Em 1988, uma nova empresa, a Indústrias Nucleares do Brasil S.A. (INB), assumiu as subsidiárias da Nuclebrás no front end do ciclo do combustível. A responsabilidade pela construção da Angra 2&3 foi transferida para a concessionária Furnas Centrais Elétricas S.A. (Furnas), subsidiária da Eletrobras. Entretanto, a Nuclen, antiga subsidiária da Nuclebrás que também tinha participação da KWU, permaneceu como a empresa de arquitetura e engenharia da usina nuclear. A construção de Angra 2 foi retomada em 1995, com US$ 1,3 bilhão de novos investimentos fornecidos por bancos alemães, Furnas e Eletrobras. Em 1997, as operações nucleares de Furnas se fundiram com a Nuclen para formar a Eletrobras Termonuclear S.A. (Eletronuclear), nova subsidiária da Eletrobras e responsável por toda a construção e operação de usinas nucleares. Após revisão da política a partir de 2013, em maio de 2015 o governo disse que Angra 3 seria a última usina nuclear construída como um projeto de obras públicas, abrindo caminho para o capital privado nas próximas quatro unidades.
A fabricação de equipamentos pesados continua sendo de responsabilidade da antiga subsidiária Nuclebrás Nuclebrás Equipamentos Pesados S.A. (Nuclear Heavy Equipment, NUCLEP). Tanto a NUCLEP quanto a INB são subsidiárias – mas administrativamente independentes – da Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) e se reportam diretamente ao Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT). A Eletrobras, proprietária da Eletronuclear, está vinculada ao Ministério de Minas e Energia.
Há uma influência militar contínua no programa nuclear do Brasil. O Brasil é o único estado não nuclear em que os militares alugam tecnologia de enriquecimento de urânio para o programa nuclear civil, e a marinha impulsiona os avanços tecnológicos no campo nuclear. Também o Brasil é o único Estado não dotado de armas nucleares a desenvolver um submarino de propulsão nuclear.
As usinas nucleares do Brasil
Angra 1 sofreu problemas contínuos com seu sistema de fornecimento de vapor e foi desligada por algum tempo durante seus primeiros anos. Seu fator de carga ao longo dos primeiros 15 anos foi de apenas 25%, mas desde 1999 tem sido muito melhor. O conteúdo local foi de cerca de 8%.
As obras civis em Angra 2 começaram em 1976 e, devido à falta de recursos financeiros e a um crescimento da demanda inferior ao esperado, só entraram em operação no final de 2000. O conteúdo local era de cerca de 40%.
Angra 3
Angra 3 foi projetado para ser um gêmeo da unidade 2. O projeto começou em 1984, mas foi suspenso em 1986, antes do início da construção completa. Em novembro de 2006 o governo anunciou planos para completar Angra 3 e também construir outras quatro usinas nucleares de 1000 MWe a partir de 2015 em um único local. A aprovação da construção de Angra 3 foi confirmada pelo Conselho Nacional de Política Energética em junho de 2007 e recebeu aprovação presidencial em julho. A aprovação ambiental foi concedida em março e todas as outras aprovações até julho de 2009. Será essencialmente a mesma da unidade 2, mas com instrumentação e sistemas digitais de controle. Em dezembro de 2008, a Eletronuclear assinou um acordo de cooperação industrial com a Areva, confirmando que a Areva completará Angra 3 e será considerada para o fornecimento de outros reatores. A Areva também assinou um contrato de serviços para Angra 1.
O primeiro concreto para Angra 3 foi em junho de 2010, acompanhando de perto a licença de construção da Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN). A usina estava prevista para entrar em operação no final de 2015, após 66 meses. Em novembro de 2013, em linha com o acordo de 2008, adjudicou à Areva um contrato de 1,25 bilhões de euros (US$ 1,7 bilhão) para serviços de engenharia e componentes, instrumentação digital e sistema de controle, supervisão das obras de instalação e comissionamento da unidade. Dois consórcios brasileiros concorreram a contratos de instalação. Um foi para montagem eletromecânica associada ao sistema primário do reator, avaliado em cerca de R$ 1,31 bilhão (US$ 640 milhões), e outro foi para obras secundárias, avaliadas em R$ 1,67 bilhão (US$ 816 milhões). Ambos foram premiados em fevereiro de 2014. O conteúdo local é estimado em cerca de 70%.
Após uma investigação de corrupção em meados de 2015, a Eletrobras suspendeu os dois contratos. Em meados de 2016 as investigações de corrupção envolveram a Eletronuclear e, em seguida, o financiamento esgotou-se, interrompendo as obras e levando o cronograma de construção significativamente além de 2018. Em janeiro de 2017, a Eletronuclear anulou formalmente o contrato eletro-mecânico, tendo rejeitado recursos das empresas Andrade Gutierrez, Camargo Correa, Queiroz Galvão, UTC, Techint, Odebrecht e EBE. A unidade está cerca de 70% concluída.
Atualmente, a construção de Angra 3 está suspensa. Em março de 2017, o governo anunciou que planejava vender Angra 3 até 2018. O vice-ministro de Energia disse que investidores russos e chineses haviam manifestado interesse, embora a Eletronuclear fosse a operadora. Em julho de 2017, a China National Nuclear Corporation (CNNC) foi informada como interessada, juntamente com Rosatom, Kepco e um consórcio da Mitsubishi-Areva. Em setembro de 2017, foi assinado um acordo com a CNNC para promover a construção de Angra 3 e futuros projetos. Em novembro de 2017 foi assinado um acordo similar com a Rosatom e em junho de 2018 com a EDF.
Em novembro de 2018 foi relatado que a Eletronuclear estava negociando com a CNNC e State Power Investment Corp (SPIC), KEPCO, Rosatom e um consórcio composto pela EDF com a Mitsubishi Heavy Industries para completar a unidade. Foi feita uma estimativa do governo de R$ 15 bilhões (US$ 3,84 bilhões) de custo. Em outubro de 2019, a Eletronuclear anunciou que tinha selecionado como possíveis investidores a CNNC, a Rosatom e a EDF. Em dezembro de 2019 a Nuclebrás Equipamentos Pesados embarcou o condensador final para a unidade.
No início de dezembro de 2010, o BNDES aprovou um financiamento de R$ 6,1 bilhões (US$ 3,6 bilhões) para Angra 3, cobrindo quase 60% do custo então estimado de R$ 9,9 bilhões. Em dezembro de 2012, o banco estatal Caixa Econômica Federal concordou em emprestar R$ 3,8 bilhões (US$ 1,86 bilhão) à Eletrobras para a conclusão da unidade. O custo total estimado era então de US$ 7,59 bilhões.
Reatores de energia elétrica brasileiros em construção e propostos
Economicamente, a energia das usinas nucleares existentes a cerca de US$75/MWh é cerca de 1,5 vezes mais cara do que a das hidrelétricas estabelecidas, e espera-se que a energia de Angra 3 seja um pouco mais que o dobro da energia das hidrelétricas antigas, mais ou menos o mesmo que a do carvão. Em geral, incluir Angra 3 nas projeções reduz ligeiramente os preços da rede.
Outras usinas
A Eletronuclear propôs a construção de duas novas usinas nucleares no nordeste e mais duas perto de Angra, no sudeste.2 No final de 2009, deu início aos estudos iniciais de localização. No início de 2013, dois locais estavam em avaliação final: um no nordeste, em uma grande barragem no rio São Francisco, entre os estados de Pernambuco e Bahia, para até 6600 MWe, e um no norte de Minas Gerais, no sudeste do país, no interior de Angra, para 4000-6000 MWe. Cada uma das oito unidades planejadas pela Electronuclear precisará da aprovação do Congresso, portanto, muito trabalho de preparação cuidadoso com as comunidades está sendo realizado antes de qualquer anúncio. Em janeiro de 2016, a Eletronuclear levou representantes da China National Nuclear Corporation (CNNC) para Sergipe, na costa nordeste do litoral do norte da Bahia, para analisar um local potencial.
A Eletronuclear está analisando a Westinghouse AP1000 (que se diz favorecida), a Areva-Mitsubishi Atmea-1 e a Atomstroyexport VVER-1000 da Atomstroyexport. No entanto, o financiamento é provável que seja um problema. Em maio de 2012, o governo disse que a construção de quaisquer novas usinas só começaria depois de 2020. A Rosatom se ofereceu para considerar um projeto de construção de uma usina nuclear de Angra (BOO), como na Turquia, e em julho de 2014 a Rusatom Overseas e a Camargo Correa assinaram um acordo para a construção de uma série de instalações no local da atual usina nuclear de Angra, e possivelmente cooperando na construção de unidades de energia nuclear em novos locais. Em junho de 2015 a Westinghouse assinou um acordo com a subsidiária da CNEN, Nuclebras Equipamentos Pesados (NUCLEP), para colaboração na fabricação dos componentes do reator AP1000 no Brasil. A KEPCO da Coréia do Sul está oferecendo sua APR1400.
Recursos de urânio e ciclo do combustível
Resultado da exploração ativa nos anos 70 e 80, o Brasil tem recursos conhecidos de 278.000 toneladasd de urânio – 5% do total mundial. Desde meados da década de 1980, o investimento em exploração tem sido pequeno. Três depósitos principais são: Poços de Caldas (Minas Gerais; mina fechada em 1997); Lagoa Real ou Caetité (Bahia; operando desde 1999); e Itataia, hoje Santa Quitéria (Ceará; fosfato como co-produto; início da produção planejada). São propostas emendas para abrir a exploração e mineração de urânio à iniciativa privada, a exemplo do que foi feito no setor de petróleo e gás em 1995.
Mineração
O urânio é extraído desde 1982, mas a única mina em operação é a Lagoa Real/Caetité da INB no depósito de metasomatita de Cachoeira, com capacidade de 340 tU/ano. Em 2013 toda a produção de 192 tU veio de Caetite, onde a operação a céu aberto terminou em 2012 e as operações subterrâneas enfrentam dificuldades de licenciamento. A produção mais modesta a partir da lixiviação em pilha continuou até 2016. Conheceu recursos de 10.000 tU a 0,3%U.INB iniciou o desenvolvimento da mina adjacente do Engenho em janeiro de 2017, uma operação de 200-300 tU/ano a céu aberto.
Em janeiro de 2020, o ministro da Energia do país informou que o investimento na INB permitiria a produção de 150 t/ano U a partir de Caetite, a partir de 2020, e a expansão para 360 t/ano até 2023. Em parceria com empresas privadas, o governo pretende realizar a produção de 1600 t/ano até 2024 a partir de minas em Santa Quiteria. Em 2008, a INB firmou um acordo com a produtora de fertilizantes Galvani para recuperar o urânio do fosfato extraído em Itataia/Santa Quitéria3 , no norte do país. A mina a céu aberto deveria produzir 970 tU/ano a partir de 2016, e atingir até 1270 tU por ano como subproduto ou co-produto do fosfato. As reservas são de 76.000 tU a 0,08%U, com 140.000 tU de recursos cotados em outros locais. Todo o urânio extraído é utilizado internamente, após conversão e a maior parte do enriquecimento no exterior.
Conversão
Além da pequena planta experimental da Marinha em Aramar, toda a conversão é feita pela Areva, na França. A INB planeja uma instalação doméstica de 1300 t/ano até 2020. A UF6 tem sido enviada em sua maioria para a Urenco para enriquecimento, mas cada vez mais pode ser enriquecida na planta brasileira de Resende.
Enriquecimento
A maior parte do enriquecimento foi realizado pela Urenco na Europa ou nos EUA, mas o combustível para reabastecimento de Angra 1 em 2015 era de urânio enriquecido internamente. No início dos anos 80, a Marinha do Brasil iniciou um programa de propulsão nuclear e empreendeu o desenvolvimento do enriquecimento por centrifugação até 1989. Uma usina de demonstração foi construída no Centro Experimental Aramar, em Iperó (SP), que continua sendo uma instalação naval para fornecer combustível enriquecido a menos de 20% para o programa submarino. O enriquecimento aqui é reportado como sendo de 5% U-235.
Utilizando a tecnologia de enriquecimento desenvolvida pela Marinha em Aramar, e com centrífugas construídas pela Marinha e alugadas à INB, uma planta industrial de enriquecimento em Resendee destina-se a suprir grande parte das necessidades dos reatores de Angra. As centrífugas são desenvolvidas domesticamente e similares à tecnologia Urenco. A construção no estágio 1 de Resende foi oficialmente iniciada em 2006 pela INB. Esta etapa da usina deveria consistir originalmente de quatro módulos totalizando 115.000 SWU/ano, sendo cada módulo composto de quatro ou cinco cascatas de 5000-6000 SWU/ano. A produção começou em 20094 e produziu 730 kg de urânio enriquecido com 4% nesse ano.
Em 2012 estavam em operação três cascatas; uma sétima foi comissionada em agosto de 2018, e a INB disse então que a primeira etapa envolveria um total de 10. Outras 30 cascatas estão planejadas para a segunda etapa. Até o momento, foram investidos R$ 560 milhões (aproximadamente US$ 135 milhões). Em junho de 2016, a INB contratou com a empresa argentina Conaur, subsidiária da CNEA, a exportação de quatro toneladas de óxido de urânio enriquecido para o reator Carem. Ele será embarcado em três lotes com níveis de enriquecimento de 1,9%, 2,6% e 3,1% de U-235.INB também opera uma planta de reconversão para produção de UO2 em pó, com capacidade de 160 t/ano.
Fabricação de combustível
A planta de fabricação de combustível da INB projetada pela Siemens também está em Resende, com capacidade de 120 toneladas por ano de produção de pelotas e 280 t/ano de montagem de combustível.
Gerenciamento de resíduos radioativos
A Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) é responsável pelo gerenciamento e disposição de resíduos radioativos. A legislação de 2001 prevê a seleção, construção e operação de locais de depósito de resíduos de baixo e médio nível radioativo. Uma solução de longo prazo para estes resíduos deve ser implementada antes de Angra 3 ser comissionada, e é esperada até 2016. O combustível usado é armazenado em Angra até a formulação da política de reprocessamento ou disposição direta. O combustível usado de reatores de pesquisa, todo LEU, é devolvido à origem.
Regulamentação e segurança
A principal legislação é a Política Nacional de Energia Nuclear, de 1962, que estabeleceu o controle estatal sobre materiais nucleares. A Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN) foi criada em 1956 e reportada inicialmente ao Secretário Presidencial de Assuntos Estratégicos, mas agora está sob a tutela do Ministério da Ciência e Tecnologia. Em 1974, foi aprovada a legislação que estabelece a CNEN como a entidade reguladora nuclear do país. Em 1989, foi criado o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), para realizar o licenciamento ambiental de todas as instalações (inclusive nucleares), mas a CNEN continua sendo co-autora nos aspectos de radiação do licenciamento nuclear. O Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) foi criado em 1951, como Conselho Nacional de Pesquisa para o desenvolvimento de tecnologia nuclear no Brasil.
Pesquisa e desenvolvimento
A Diretoria de Pesquisa e Desenvolvimento (DPD) da CNEN é responsável por todo o ciclo do combustível, tecnologia de reatores, radioisótopos e P&D relacionados. Cinco centros de pesquisa nuclear realizam diversos trabalhos de P&D. No Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares (IPEN), São Paulo, há dois reatores de pesquisa (incluindo um reator tipo pool de 5 MW) e um ciclotron, com produção de radioisótopos. Em maio de 2013 o INVAP da Argentina foi contratado para construir o reator de pesquisa RA-10 na Argentina e o Reator Multiuso Brasil (RMB), sendo o reator OPAL da Austrália o projeto de referência para ambos. Os dois reatores serão utilizados para a produção de radioisótopos médicos, bem como testes de irradiação de combustível e materiais nucleares avançados e pesquisa de feixes de nêutrons. Sob um contrato relacionado assinado em janeiro de 2012, a Intertechne do Brasil está desenvolvendo o projeto conceitual e básico de edifícios, sistemas e infra-estrutura para a RMB.
A construção teve início em 2018 no município de Iperó, no estado de São Paulo. O projeto do reator de pesquisa faz parte da crescente cooperação bilateral em energia nuclear entre Argentina e Brasil. No CTMSP (Centro Tecnológico da Marinha em São Paulo) – Centro Tecnológico da Marinha Aramar em São Paulo – um protótipo de reator para propulsão naval está sendo desenvolvido pelo Laboratório de Geração de Energia Nuclear (LABGENE). Um vaso de pressão de reator para o protótipo foi fornecido pela NUCLEP (Nuclebrás Equipamentos Pesados S.A.). Em uma etapa foi relatado que este programa estava sendo redirecionado para possíveis aplicações em pequenas centrais elétricas no nordeste do país. Até 2005 a Marinha e a NUCLEP foram informadas como tendo fabricado um vaso de pressão de reator para o protótipo de reator submarino. No entanto, a proposta da marinha em 2009 era que um protótipo de reator de 11 MW fosse construído até 2014 e operado por cerca de oito anos, com vistas a uma versão em tamanho real (70 MW), utilizando urânio de baixo enriquecimento, a ser lançada em um submarino em 2021.
Em 2012 o governo criou a Blue Amazon Defence Technologies para desenvolver submarinos nucleares, com o protótipo do reator PWR utilizando combustível de urânio baixo-enriquecido (<20%) para estar pronto em 2016 e o primeiro submarino comissionado em 2025. A Agência Internacional de Energia Atômica (AIEA) e a Agência Brasileiro-Argentina de Contabilidade e Controle de Materiais Nucleares (ABACC) aplicariam salvaguardas ao protótipo. No entanto, as salvaguardas para navios movidos a energia nuclear fora dos cinco estados com armas nucleares do TNP são inéditas. Os planos para 2015 eram a construção de seis submarinos movidos a energia nuclear na nova instalação do PROSUB no estaleiro de Itaguaí, Rio de Janeiro. O Brasil esteve envolvido no Fórum Internacional Geração IV e no programa INPRO (Projeto Internacional de Reatores Nucleares Inovadores e Ciclos de Combustível) da AIEA, ambos desenvolvendo projetos e sistemas de reatores de nova geração. A CNEN também está envolvida com a Westinghouse no desenvolvimento do reator modular IRIS.