ANÁLISE - TecnologiaANÁLISES DE CONJUNTURA

Nuclear e renováveis: descarbonização em um modelo colaborativo

A comparação dos custos de diferentes tecnologias de geração de energia tornou-se um dos principais argumentos utilizados pelos defensores de fontes específicas e por aqueles que procuram encontrar a melhor abordagem para planejar a expansão de sistemas elétricos. No entanto, essa abordagem, tomada isoladamente para a formulação de políticas públicas de energia, está longe de ser simples e pode levar a resultados indesejados e inesperados.

Quanto custa isso? Parece uma pergunta simples. No entanto, quando se trata de tecnologias concorrentes de geração de energia, é uma pergunta extremamente desafiadora. Os custos de geração incluem muitas variáveis: capital, combustível, localização, disposição de resíduos, impacto ambiental, interconexão, confiabilidade, intermitência e outros custos externos e sistêmicos. Não há duas tecnologias iguais.

Os custos do sistema são geralmente divididos nas quatro categorias amplas, definidas a seguir de: custos de perfil (também chamados de custos de utilização ou de backup), custos de balanceamento, custos de rede e custos de conexão[1]. Especificamente:

•                Os custos de perfil se referem ao aumento no custo de geração do sistema elétrico como um todo em resposta à variabilidade da produção de Energias Renováveis Variáveis (VRE).

•                Os custos de balanceamento referem-se aos crescentes requisitos para garantir a estabilidade do sistema devido à incerteza na geração de energia (interrupções imprevistas da planta ou erros de previsão de geração).

•                Os custos de rede refletem o aumento nos custos de transmissão e distribuição devido à natureza distribuída e à restrição de localização das usinas de geração de VRE.

•                Os custos de conexão consistem nos custos de ligação de uma usina ao ponto de conexão mais próximo da rede de transmissão.

Os custos externos são baseados na soma de três componentes: custos de danos causados pelas mudanças climáticas associados às emissões de gases de efeito estufa (CO2 e outros); custos de danos (como impactos na saúde, agricultura etc.) associados a outros poluentes do ar (NOx, SO2, NMVOCs, PM10, NH3); e outros custos sociais não ambientais para tecnologias geradoras de eletricidade não fósseis. As externalidades ambientais e sociais são altamente específicas do local e, portanto, os resultados variam amplamente, mesmo dentro de um determinado país, de acordo com a localização geográfica.

Durante décadas, os analistas propuseram uma abordagem que tenta integrar algumas das principais variáveis de custo das tecnologias de geração. É chamado de Custo Nivelado de Eletricidade (LCOE), atendendo aos custos internos, incluindo Capex e Opex, até que uma nova planta seja conectada à rede[2]. A análise do LCOE[3] fornece evidências sobre três pontos principais:

• Apesar dos recentes projetos de alto custo nos países ocidentais, a maioria das novas usinas nucleares tem um custo nivelado de eletricidade (LCOE) comparável a qualquer outra fonte de geração, incluindo a maioria das VRE. O LCOE atende a todos os custos, incluindo Capex e Opex, até que uma nova planta seja conectada à rede; e

• O LCOE para VRE não leva em consideração os custos do sistema que os consumidores são obrigados a pagar, como ampliação da rede para acomodar uma geração distante dos centros de consumo, baixo balanceamento de previsibilidade do VRE e controle de frequência e backup e/ou armazenamento de eletricidade para compensar para essa variabilidade.

• A análise do LCOE não inclui externalidades ambientais e sociais, como disposição de resíduos, poluição do ar e do efeito estufa, recursos materiais e uso da terra; excluindo externalidades marginais, o LCOE contradiz um ponto central para a consideração de tecnologias de energia limpa, que é o próprio impacto dessas externalidades.

Usar o LCOE para comparar os custos de geração tornou-se uma prática generalizada. No entanto, a abordagem baseada em comparações de LCOE associadas a diferentes tecnologias de geração ou qualquer outra medida dos custos totais de produção do ciclo de vida por MWh fornecido não leva em conta os diferentes custos do sistema, tratando efetivamente todos os MWh gerados, independentemente da fonte, como um produto homogêneo, isto é, uma mercadoria, governada por um preço único.

A crítica é técnica e a objeção fundamental é que custo não mede valor. A geração de energia ocorre em momentos e locais diferentes, com valores diferentes a cada momento e em cada local. Seria como dizer que um carro custa muito mais do que uma bicicleta, então todos devemos comprar bicicletas. No entanto, isso desconsidera que carro e bicicleta estão fornecendo serviços de diferentes naturezas.

Analisando o Estudo NEA sobre os custos da descarbonização[1], COSTES[4] nos proporciona algumas ideias poderosas:

• Definir um preço para o carbono como um custo externo parece óbvio: US$ 35 por tonelada de CO2 emitido é considerado suficiente para erradicá-lo de todos os cenários. Isso não está tão longe dos US$ 20 já considerados por alguns países. Quanto mais cedo isso for alcançado, melhor, pois todos concordam que há uma necessidade urgente de descarbonizar o sistema energético.

• Idealmente, as políticas devem ser desenvolvidas para garantir que os custos do sistema sejam bem analisados e alocados à fonte que os gera. Foi proposto o conceito de “Energia Firme Equivalente[5], segundo o qual qualquer fonte de VRE deve garantir sua produção com algum armazenamento pelo qual seria responsável. Em qualquer sistema, isso seria muito difícil de implementar.

• A adequação da maioria dos mercados de eletricidade existentes pode ser questionada. A ordem de mérito poderia ser justificada no passado, quando todas as fontes tinham LCOE comparável e estavam totalmente expostas ao mercado. Hoje, os mercados de eletricidade produzem situações em que os preços são zero e não há mais sinais econômicos consistentes com uma parcela crescente do VRE.

• Em um mercado em que qualquer forma de geração de eletricidade é tratada por mérito próprio, sem subsídios ou direitos prioritários, haverá necessidade de novos regulamentos muito claros. Com uma alta participação do VRE, os mercados existentes serão muito voláteis e apresentarão riscos altos para qualquer investimento e financiamento de longo prazo. Como as políticas podem ser projetadas para atrair investimentos nessa situação?

• Existem evidências claras de que, além da energia hidrelétrica com grandes reservatórios, a nuclear é a única tecnologia despachável de baixo carbono e é essencial, juntamente com as VRE, para obter um sistema elétrico descarbonizado. A relação custo-benefício para o consumidor leva a um sistema equilibrado, em que o valor da energia nuclear e das próprias VREs não é destruído pela participação excessiva destas últimas. Em vez de desenvolver políticas públicas que definam metas para a participação das VRE, o que exigirá capacidade, flexibilidade e infraestrutura da rede, não seria preferível definir metas de geração de carbono primeiro e depois identificar qual sistema elétrico proporcionaria o melhor custo-benefício?

Ao considerar os fatos sobre os tipos de tecnologia; seus custos, incluindo custos externos e do sistema; aceitação do público; e avaliando o potencial de preços mais altos da eletricidade, os formuladores de políticas poderiam criar as condições e regras do mercado para encontrar um caminho apropriado.

No entanto, existem outros aspectos importantes para os tomadores de decisão levarem em consideração:

• para acomodar uma alta parcela do VRE, o sistema deve desenvolver não apenas redes de transmissão e distribuição, mas, também, incorporar novas tecnologias que ainda não existem para acomodar as flutuações que a geração das VRE acarreta; esses custos podem ser levados em consideração, mas e os riscos associados a essas futuras tecnologias? E a confiabilidade desse sistema e sua resiliência?

• o uso de recursos materiais para gerar eletricidade é uma questão pouco analisada; é uma questão de energia e densidade de potência[6]; em essência, as VRE possuem, na maioria das áreas, um fator de carga limitado: para atingir a mesma geração em GWh, as VRE precisam de cerca de três vezes mais capacidade do que qualquer fonte despachável e exigiria muita capacidade de armazenamento com um fator de carga limitado; VRE de baixa densidade energética implica mais materiais de construção (cimento, concreto, aço, por exemplo) e mais uso da terra para uma dada geração de energia no ciclo de vida; Que política proporcionaria o modo mais eficiente de usar os recursos que o planeta pode oferecer?

• Outra questão a considerar é a aceitabilidade de um determinado cenário; enquanto a geração de energia nuclear existente é geralmente bem aceita, a nova energia nuclear pode ser um desafio; o que acontecerá para uma implantação de VRE comparativamente grande e qual seria seu impacto? E quanto à aceitabilidade e viabilidade dos requisitos de distribuição/conexão?

Um sistema de baixo carbono com boa relação custo-benefício provavelmente consistiria em uma parcela considerável de VRE, uma parcela pelo menos igualmente considerável de tecnologias de carbono zero despacháveis, como energia nuclear e hidroeletricidade com grandes reservatórios. Uma quantidade complementar de capacidade a gás proporcionaria flexibilidade adicional, juntamente com armazenamento, gerenciamento do lado da demanda e expansão de interconexões. O sistema brasileiro parece seguir nessa direção, já tendo alguns desses atributos.

O sistema elétrico brasileiro é único por sua contribuição extremamente alta de fontes renováveis, graças ao uso intenso de um enorme potencial hidrelétrico, iniciado desde o início do século XX. A partir de 2018, as energias renováveis representavam 85% da capacidade instalada. As hidrelétricas são responsáveis por 64% e as “novas renováveis” (pequenas hidrelétricas, eólica e solar e biomassa) por 22%. A termoeletricidade fornece os 14% restantes (incluindo 2% nuclear)[7]. Este sistema, no entanto, vive uma chamada “transição hidrotérmica” desde o início do século XXI.

Transição hidrotérmica é o que acontece quando a expansão de um sistema elétrico com fonte hidrelétrica predominante exige uma contribuição termelétrica crescente, seja por esgotamento do potencial hídrico ou perda de capacidade de autorregulação devido à redução do volume de água armazenada nos reservatórios, ou ambos simultaneamente, o que está efetivamente acontecendo no Brasil.

A transição hidrotérmica começou a ocorrer no Brasil em 2000, quando a taxa de crescimento da termelétrica se tornou muito superior à taxa de crescimento da hidrelétrica. Isso é consequência da taxa de crescimento do volume de água nos reservatórios tornar-se muito menor do que a taxa de crescimento da capacidade de geração hidrelétrica instalada até o final dos anos 80. O Brasil percebeu isso dolorosamente em 2001, enfrentando uma crise de fornecimento devido aos níveis reduzidos de reservatórios associada à disponibilidade termelétrica muito limitada. Desde então, a capacidade de geração termoelétrica foi ampliada com sucesso, superando sem grandes percalços níveis de reservatório inferiores à crise de 2001. De 2000 a 2018, a capacidade instalada de termelétricas mais que dobrou, de 6% para 14%. Por outro lado, a capacidade de armazenamento do reservatório aumentou apenas 5%, indicando que os efeitos da transição hidrotérmica se acelerarão nos próximos anos.

Situação semelhante aconteceu antes no Canadá. No início dos anos 60, a contribuição da energia hídrica para o sistema elétrico canadense estava em um nível equivalente ao do Brasil em 2000. Essa contribuição diminuiu nos anos 70 e 80, estabilizando nos anos 90 em torno de 50-60%. Ao mesmo tempo, a participação de carvão e energia nuclear no Canadá aumentou, com o restante sendo preenchido por gás e petróleo e uma participação pequena, mas crescente, de novas fontes renováveis.

A transição hidrotérmica requer uma estratégia de longo prazo para a diversificação de fontes primárias de geração de eletricidade. Atualmente, o papel das novas energias renováveis na transição hidrotérmica brasileira é muito mais importante do que na transição canadense, décadas atrás. A capacidade instalada dessas novas fontes aumentou espetacularmente de quase 0% em 2000 para 22% em 2018. As novas energias renováveis têm vantagens competitivas únicas no Brasil por duas complementaridades: eólica-hídrica (ventos fortes na estação seca) e eólica-solar (ventos fortes em locais de alta insolação). Isso permite o armazenamento de energia intermitente a baixo custo nos reservatórios das hidrelétricas, economizando água e aumentando a capacidade das hídricas em responder à demanda.

Essa estratégia de diversificação de fontes também pode ser observada em muitos outros países e é mais acentuada naqueles onde os recursos energéticos nacionais são muito escassos, como Japão e Coreia. Mais recentemente, os países passaram por um rápido processo de crescimento econômico, como Índia e China, também buscando maior diversificação. Os casos canadenses e brasileiros despertam um interesse particular devido ao ponto de partida: uma grande contribuição das hidrelétricas. O ponto de partida da transição dos outros países é um sistema elétrico com contribuições muito grandes dos combustíveis fósseis, em especial o carvão.

A energia nuclear terá um papel fundamental nas estratégias de diversificação das transições energéticas para os países atingirem a descarbonização de seus sistemas elétricos. Embora produza grandes quantidades de energia despachável e com baixo carbono, enfrenta questões de aceitação pública em muitos países. No entanto, a energia nuclear continua sendo uma opção economicamente viável para atender a severas restrições de emissão de gases de efeito estufa, apesar dos desafios econômicos para alguns novos projetos de reatores.

A vantagem de custo da energia nuclear não está nos custos ao nível de usina, embora sejam bastante competitivos. Ela reside em seus benefícios gerais para o sistema elétrico como um todo. Os custos ao nível de geração das VRE caíram drasticamente, mas seus custos globais para o sistema não são plenamente contabilizados, pois a produção é agregada em um número limitado de horas. Todos esses fatores devem entrar em jogo nas decisões de cada país.

Os mercados de eletricidade estão evoluindo e a energia nuclear está acompanhando essa evolução para atender a requisitos futuros: O desenvolvimento de reatores modulares pequenos (SMR) é uma resposta promissora. A energia nuclear está bem posicionada para enfrentar esses desafios de modo colaborativo, trabalhando em conjunto com todas as outras formas de geração de baixo carbono, em particular as VRE, para atingir os ambiciosos objetivos de descarbonização que muitos países estabeleceram para si mesmos.

A energia nuclear é um parceiro confiável do VRE por meio de um modelo colaborativo. Uma complementaridade técnica pode ser alcançada através do desenvolvimento de uma maior flexibilidade na operação do reator, a fim de minimizar a produção de energia variável do VRE. Uma complementaridade sistêmica poderia ser alcançada por meio de tecnologias inovadoras em áreas como cogeração, produção de calor e hidrogênio, gerenciamento de demanda ou interconexão de redes elétricas ultra grandes. Por fim, mas não menos importante, uma complementaridade estratégica para a construção do futuro mix de energia descarbonizada.

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Referências:

[1] ORGANIZATION FOR ECONOMIC COOPERATION AND DEVELOPMENT NUCLEAR ENERGY AGENCY, The Costs of Decarbonization: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, available at http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2019/7299-system-costs.pdf. (2019).

[2] GUIMARÃES, L., The Levelized Cost of Electricity and its Impact on Energy Transition, CEIRI NEWS, available in Portuguese at https://ceiri.news/o-custo-nivelado-da-eletricidade-e-seu-impacto-na-transicao-energetica/. (2019)

[3] INTERNATIONAL ENERGY AGENCY AND NUCLEAR ENERGY AGENCY, Projected Costs of Generating Electricity, available at https://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2015/7057-proj-costs-electricity-2015.pdf. (2015)

[4] COSTES, P., Viewpoint: Studying the cost of decarbonization, World Nuclear News, January 30, available at http://world-nuclear-news.org/Articles/Viewpoint-Studying-the-cost-of-decarbonisation. (2019)

[5] HELM, D., Cost of Energy Review, BRITISH INSTITUTE OF ENERGY ECONOMICS, available at http://www.biee.org/wpcms/wp-content/uploads/Cost_of_Energy_Review.pdf. (2017)

[6] SMIL, V., Power Density: A Key to Understanding Energy Sources and Uses, MIT Press (2016)

[7] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, Decennial Energy Expansion Plan 2027, available in Portuguese at http://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/plano-decenal-de-expansao-de-energia-2027. (2018)

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Fontes das Imagens:

Imagem 1Produção de Energia” (FonteComposição do autor a partir de imagens): https://www.eletronuclear.gov.br/Paginas/default.aspx

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ORIGINAL IN ENGLISH (ORIGINAL EM INGLÊS)

Nuclear and Renewables: Decarbonization in a Collaborative Model

Comparing the costs of different power generation technologies has become one of the main arguments used by proponents of specific sources and those seeking to find the best approach to plan the expansion of electrical systems. However, this approach, taken alone for public energy policy making, is far from simple and can lead to unwanted and unexpected results.

How much does it cost? It seems like a simple question. However, when it comes to competing power generation technologies, it is an extremely challenging question. Generation costs include many variables: capital, fuel, location, waste disposal, environmental impact, interconnection, reliability, intermittency, and other external and systemic costs. No two technologies are alike.

System costs are often divided into the following four broadly defined categories of profile costs (also referred to as utilization costs or backup costs), balancing costs, grid costs and connection costs[1]:

•                Profile costs refer to the increase in the generation cost of the overall electricity system in response to the variability of VRE output.

•                Balancing costs refer to the increasing requirements for ensuring the system stability due to the uncertainty in the power generation (unforeseen plant outages or forecasting errors of generation).

•                Grid costs reflect the increase in the costs for transmission and distribution due to the distributed nature and locational constraint of VRE generation plants.

•                Connection costs consist of the costs of connecting a power plant to the nearest connecting point of the transmission grid.

The external costs are based upon the sum of three components: climate change damage costs associated with emissions of greenhouse gases (CO2 and others); damage costs (such as impacts on health, crops etc.) associated with other air pollutants (NOx, SO2, NMVOCs, PM10, NH3); and other non-environmental social costs for non-fossil electricity-generating technologies. Environmental and social externalities are highly site specific and so results will vary widely even within a given country according to the geographic location.

For decades, analysts have come up with an approach that attempts to integrate some of the key cost variables of generation technologies. It is called the Levelized Cost of Electricity (LCOE), meeting internal costs, including Capex and Opex, until a new plant is connected to the grid[2]. LCOE analysis[3], provided evidence on three key points:

•                Despite recent high-cost projects in Western countries, most new nuclear plants have a Levelized Cost of Electricity (LCOE) comparable to any other generation source, including most Variable Renewable Energy (VRE). LCOE meets all costs, including Capex and Opex, until a new plant is connected to the grid; and

•                LCOE for VRE did not take into account the system costs that consumers would be required to pay, such as network upgrades to accommodate a distant generation from consumer centers, low VRE predictability balancing and frequency control and backup and/or storage of electricity to compensate for this variability.

•                LCOE analysis does not include environmental and social externalities such as waste disposal, greenhouse and air pollution, material resources and land use; excluding marginal externalities, LCOE contradicts a central point for the consideration of clean energy technologies, which is the very impact of these externalities.

Using LCOE to compare generation costs has become widespread practice. However, the approach based on comparisons of LCOE associated with different generation technologies, or any other measure of total life cycle production costs per MWh provided, does not take in account different system costs, effectively treating all generated MWh, regardless of source, as a homogeneous product, i.e. a commodity, governed by a single price.

The criticism is technical and the fundamental objection is that cost does not measure value. Power generation occurs at different times and in different places, having different values at each moment and in each place. It would be like saying that a car costs a lot more than a bicycle, so we should all buy bicycles. Nevertheless, this disregards that car and bicycle are providing services of different natures.

Analysing NEA Study on the costs of decarbonization[1], COSTES[4] gave us some powerful insights:

•                Setting a price for carbon as an external cost seems obvious: $ 35 per ton of emitted CO2 is considered sufficient to eradicate it from all scenarios. This is not so far from the $ 20 already considered by some countries. The sooner this is achieved, the better, since everyone agrees that there is an urgent need to decarbonize the energy system.

•                Ideally, policies should be developed to ensure that system costs are well analyzed and allocated to the source that generates them. The concept of “Equivalent Firm Power[5] was proposed, according to which any VRE source should guarantee its production with some storage for which it would be responsible. In any system, this would be very difficult to implement.

•                The adequacy of most existing electricity markets may be questioned. The order of merit could be justified in the past, when all sources had comparable LCOE and were fully exposed to the market. Electricity markets today produce situations where prices are zero and there are no longer economic signals consistent with an increasing share of VRE.

•                In a market where any form of electricity generation is dealt with on its own merits, without any subsidies or priority rights, there will be a need for very clear new regulations. With a high share of VRE, existing markets will be very volatile and will pose high risks to any long-term investment and financing. How can policies be designed to attract investment in this situation?

•                There is clear evidence that in addition to hydroelectric power with large reservoirs, nuclear is the only low-carbon dispatchable technology, and it is essential, along with variable renewable energy, to obtain a decarbonized electrical system. The cost-benefit ratio for the consumer leads to a balanced system where the value of nuclear energy and the VREs themselves is not destroyed by excessive participation by the latter. Rather than developing public policies that set targets for VRE participation, which will require network capacity, flexibility and infrastructure, it would not be preferable to set carbon generation targets first and then identify which electrical system would provide the best cost-benefit?

When considering the facts about the types of technology; their costs, including external and system costs; public acceptance; and by assessing the potential for higher electricity prices, policy makers could create the market conditions and rules to find an appropriate path.

Nevertheless, there are other important subjects for decision makers take in account:

•                in order to accommodate a high share of VRE, the system must develop not only transmission and distribution networks but also incorporate new technologies that do not yet exist to accommodate the fluctuations that VRE generation entails.; these costs may be taken into account, but what about the risks associated with these future technologies? And the reliability of such a system and its resilience?

•                material resources use to generate electricity is an issue scarcely analyzed; it is a matter of energy and power density[6]; in essence, VRE has, in most areas, a limited load factor: to achieve the same generation in GWh, VRE needs around three times more capacity than any dispatchable source and would require a lot of storage capacity with a limited load factor; low energy density VRE implies more building materials (cement, concrete, steel, for example) and more land use for a given lifecycle energy generation; which police provides the most efficient way to use the resources the planet can offer?

•                Another issue to consider is the acceptability of a given scenario; while existing nuclear power generation is generally well accepted, new nuclear power can be a challenge; what about a comparatively large VRE deployment and its impact? What about the acceptability and feasibility of distribution/connection requirements?

A cost-effective low carbon system would probably consist of a sizeable share of VRE, an at least equally sizeable share of dispatchable zero carbon technologies, such as nuclear energy and hydroelectricity with large reservoirs. A complementary amount of gas-fired capacity would provide additional flexibility, alongside storage, demand side management and the expansion of interconnections. The Brazilian system seems to go in that direction, already having some of these attributes.

The Brazilian electric system is unique for its extremely high contribution of renewable sources, thanks to intense use of a huge hydropower potential, started since the beginning of the twentieth century. As of 2018, renewable energy accounted for 85% of the installed capacity. Hydropower account for 64% and “new renewables” (small hydro, wind solar and biomass) for 22%. Thermopower provides remaining 14% (including 2% nuclear)[7]. This system, however, lives a called “hydrothermal transition” since the very beginning of XXI century.

Hydrothermal transition is what happens when the expansion of an electricity system with predominant hydropower source requires an increasing thermopower contribution, either by hydro potential depletion or loss of auto-regulation capacity due to stored water volume reduction in reservoirs, or both simultaneously, what is effectively happening in Brazil.

The hydrothermal transition begins to take place in Brazil in 2000, when the growth rate of the thermopower becomes much higher than the growth rate of the hydro. This is a consequence from the growth rate of the volume of water in the reservoirs become much lesser than the growth rate of hydropower installed until the late 80. The Brazil realized this painfully in 2001 facing a supply crisis due to reduced reservoir levels with limited thermopower availability. Since then, thermopower has been successfully increased, facing without crisis reservoir levels lower than 2001 crisis. From 2000 to 2018, thermopower installed capacity more than doubled, from 6% to 14%. By other side, reservoir storage capacity increased only 5%, indicating that the effects of hydrothermal transition will accelerate over the next years.

Similar situation happened before in Canada. In early 60´s, hydropower contribution to Canadian electric system was in a level equivalent to those of Brazil in 2000. This contribution decreased in the 70´s and 80´s, stabilizing in the 90´s around 50-60%. At the same time, the share of coal and nuclear in Canada rose, with the remainder filled by gas and oil, and a small but growing share of new renewable sources.

Hydrothermal transition requires a long-term strategy for diversification of primary sources of electricity generation. The role of new renewables in a Brazilian hydrothermal transition nowadays is much more important than was in Canadian transition, decades ago. The installed capacity of these new sources increased spectacularly from almost 0% in 2000 to 22% in 2018. New renewables have unique competitive advantages in Brazil for two complementarities: wind-hydro (high wind in dry season) and wind-solar (high wind in high insolation places). This allows low-cost storage of intermittent energy in hydro reservoirs, saving water and increasing the capacity of hydroelectric make regulation of demand.

This strategy of diversification of sources can also be observed in many other countries and is most marked in those where national energy resources are very scarce, such as Japan and Korea. More recently, countries have gone through a rapid economic growth process, such as India and China, are also seeking greater diversification. The Canadian and Brazilian cases rises particular interest due to starting point: a large hydropower contribution. The other countries´ transition starting point is an electric system with very large fossil fuel contributions.

Nuclear power will play a key role in diversification strategies to energy transitions reaching decarbonized systems. Although it reliably produces large quantities of low-carbon, dispatchable energy, it faces issues of public acceptance in many countries. However, nuclear power remains an economically viable option to meet severe carbon constraints, despite the economic challenges for some new reactor projects.

The cost advantage of nuclear power is not in its plant-level costs, although they are quite competitive. It does lie in its general benefits to the electrical system. VRE’s plant-level costs have fallen dramatically, but its overall system costs are not accounted for as production is aggregated over a limited number of hours. All of these factors must come into play in the decisions of each country. 

Electricity markets are evolving and nuclear energy is following this evolution to meet future requirements: Small Modular Reactors (SMR) development is a promising response. Nuclear energy is well placed to take on these challenges in a collaborative mode, working together with all other forms of low carbon generation, in particular VRE, to achieve the ambitious decarbonization targets most countries have set for themselves.

Nuclear power is a reliable partner of VRE through a collaborative model. A technical complementarity could be achieved through the development of a larger flexibility in reactor operating, in order to palliate VRE variable power production. A systemic complementarity could be achieved through innovative technologies in fields like cogeneration, heat and hydrogen production, demand management or interconnection of ultra large power grids. Last, but not the least, a strategic complementarity for building the future decarbonized energy mix.

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References:

[1] ORGANIZATION FOR ECONOMIC COOPERATION AND DEVELOPMENT NUCLEAR ENERGY AGENCY, The Costs of Decarbonization: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, available at http://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2019/7299-system-costs.pdf. (2019).

[2] GUIMARAES, L., The Levelized Cost of Electricity and its Impact on Energy Transition, CEIRI NEWS, available in Portuguese at https://ceiri.news/o-custo-nivelado-da-eletricidade-e-seu-impacto-na-transicao-energetica/. (2019)

[3] INTERNATIONAL ENERGY AGENCY AND NUCLEAR ENERGY AGENCY, Projected Costs of Generating Electricity, available at https://www.oecd-nea.org/ndd/pubs/2015/7057-proj-costs-electricity-2015.pdf. (2015)

[4] COSTES, P., Viewpoint: Studying the cost of decarbonization, World Nuclear News, January 30, available at http://world-nuclear-news.org/Articles/Viewpoint-Studying-the-cost-of-decarbonisation. (2019)

[5] HELM, D., Cost of Energy Review, BRITISH INSTITUTE OF ENERGY ECONOMICS, available at http://www.biee.org/wpcms/wp-content/uploads/Cost_of_Energy_Review.pdf. (2017)

[6] SMIL, V., Power Density: A Key to Understanding Energy Sources and Uses, MIT Press (2016)

[7] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA, Decennial Energy Expansion Plan 2027, available in Portuguese at http://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/plano-decenal-de-expansao-de-energia-2027. (2018)

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Image Sources:
Image 1Energy Production” (Source Authors Composition from Images): https://www.eletronuclear.gov.br/Paginas/default.aspx

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As novas fronteiras do Século XXI

A recente comemoração dos 50 anos da chegada do homem à Lua inspira uma reflexão sobre as novas fronteiras do século XXI. Como disse o presidente Kennedy, em 1962, quando engajou os EUA no projeto Apolo, o espaço seria “um novo oceano a ser navegado”, relembrando as navegações do século XV e XVI, em especial Cristóvão Colombo. Entretanto, como o tempo mostrou, as navegações espaciais foram bem menos ambiciosas até o final do século XX e início do século XXI do que os visionários da época imaginaram, apesar de o objetivo de Kennedy ter sido atingido.

Pode-se imaginar que o Espaço Próximo se tornará efetivamente em nova fronteira para a humanidade no século XXI com o recente surgimento, nessa década de 2010, de uma indústria aeroespacial privada e civil nos EUA, e da NASA ter retomado o foco na exploração de Marte, bem como a expansão dos programas espaciais da China e Índia, com um renovado interesse pela exploração da Lua. Note-se que, para essa exploração ser mais ampla, as aplicações da energia nuclear serão de fundamental importância, seja por meio de Geradores Rádio Térmicos (RTGs, na sigla em inglês), por micro-reatores ou por sistemas de propulsão nuclear.

Sistemas de armas espaciais baseadas no solo e em órbita da Terra

Como toda fronteira, problemas associados à soberania e militarização do espaço se tornarão crescentemente relevantes e disputados. Portanto, parece ser de grande importância para o Brasil se posicionar de forma o mais favorável possível nesse contexto em rápida evolução, através de políticas públicas e relações internacionais.

Entretanto, existem ainda duas outras fronteiras, mais próximas, que despontam com grande potencial de desenvolvimento: o mar profundo e as regiões polares, especialmente a Antártica, de maior interesse para o Brasil.

Localização do Oceano Ártico

Os usos do Oceano Polar Ártico e seu subsolo tem sido objeto de grandes movimentos dos países a ele ribeirinhos. A abertura de rotas marítimas ligando Ocidente e Oriente pelas bordas da banquisa ártica é um fato que vem decorrendo das mudanças climáticas. Sua plena utilização causará grandes mudanças no tráfego marítimo internacional e nos usos econômicos de suas margens. Além disso, a descoberta de grandes reservas de óleo e gás nos fundos marinhos da região, cobertos pela banquisa, vem motivando importantes atividades de P&D para seu futuro aproveitamento, para o qual a geração de energia submersa nuclear é condição necessária. A exploração dessa fronteira tem incentivado fortemente os países que tem interesse nessa área, em especial a Rússia, a desenvolverem micro-reatores para geração de energia a médias profundidades (200-500 m).

Tratado da Antártida – Mapa mostrando as reivindicações territoriais da Antártida

A exploração econômica da Antártida está suspensa pelo Tratado Antártico. Esse Tratado, firmado em 1959, determina o uso do continente para fins pacíficos, estabelece o intercâmbio de informações científicas e proíbe reivindicações territoriais. O Documento determinou que até 1991 a Antártida não pertenceria a nenhum país em especial, embora todos tivessem o direito de instalar ali bases de estudos científicos. Na reunião internacional de 1991, os países signatários do Tratado resolveram prorrogá-lo por mais 50 anos, isto é, até 2041 a Antártida será um patrimônio de toda a Humanidade. Difícil prever como evoluirá a situação nos próximos 20 anos, mas alguns movimentos atuais indicam que o status quo do Tratado deverá sofrer modificações.

Qualquer alteração que tenda a uma exploração econômica da Antártida necessariamente terá que ser suportada por fontes de energia locais. Nesse sentido, a energia nuclear, especialmente os micro-reatores, parece bem adaptada a esse uso, dada sua simplificada logística de combustível e operação contínua, independentemente de fatores climáticos externos.

Petrobrás extraiu petróleo do pré-sal pela primeira vez em setembro de 2008. No campo de Tupi a fase de extração petrolífera chamada de ‘teste de longa duração’ teve início em maio de 2009

Finalmente, e talvez mais importante, é a fronteira do Mar Profundo, na qual o Brasil tem um papel de protagonista. Entende-se como mar profundo áreas marítimas com profundidades superiores a 1.000 metros. Com efeito, a Petrobras já vem explorando óleo no pré-sal a essas profundidades.

A tecnologia de exploração de óleo e gás em águas ultra-profundas, da qual o Brasil é um dos líderes, tem evoluído rapidamente, permitindo a exploração econômica dos fundos marinhos em águas internacionais, além das Zonas Econômicas Exclusivas (ZEE) dos países litorâneos e essa atividade certamente levantará questionamentos sobre a soberania nessas áreas.

Proposta de Plataforma Continental – Mapa de linha e Limites

O Plano de Levantamento da Plataforma Continental Brasileira (LEPLAC) é o Programa de Governo instituído pelo Decreto nº 98.145, de 15 de setembro de 1989, com o propósito de estabelecer o limite exterior da nossa Plataforma Continental no seu enfoque jurídico, ou seja, determinar a área marítima, além das 200 milhas, na qual o Brasil exercerá direitos de soberania para a exploração e o aproveitamento dos recursos naturais do leito e subsolo marinho. Significativos avanços já foram alcançados, incorporando à Zona Econômica Exclusiva (ZEE) do Brasil grandes áreas marítimas além das 200 milhas originais, e o trabalho continua na busca de maximizar a soberania nacional sobre essas áreas marítimas lindeiras à nossa ZEE.

A ampliação da exploração econômica dos fundos marinhos de águas ultra-profundas dependerá fortemente da geração de energia submersa, pois, a tecnologia de geração em plataformas flutuantes possui limites inerentes quanto à profundidade de operação. Novamente, nesse caso, a energia nuclear surge como opção tecnicamente viável para atendimento a essa demanda, em especial os micro-reatores.

A exploração dessas novas fronteiras dependerá fortemente das tecnologias aeroespacial e nuclear. Logo, para o Brasil obter o melhor posicionamento estratégico possível no futuro, torna-se necessário elaborar políticas públicas de longo prazo para essas tecnologias que permitam a inserção do País nesse contexto.

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Fontes das Imagens:

Imagem 1 Artistss Conception of Jupiter Icy Moons Orbiter which was mission for Prometheus. It was to be powered by a small fission reactor providing electrical power to ion engines and electronics. A long boom is used to create distance between the reactor and the rest of the spacecraft, and fins radiate waste heat into space” / “Concepção artística da ‘Jupiter Ions Moons Orbiter’, que foi em missão para Prometheus. Era para ser alimentado por um pequeno reator de fissão, fornecendo energia elétrica para motores de íons e eletrônicos. Uma longa lança é usada para criar a distância entre o reator e o resto da espaçonave, e as aletas irradiam calor residual para o espaço” – Tradução Livre.  (Fonte): https://en.wikipedia.org/wiki/Nuclear_power_in_space#/media/File:Jupiter_Icy_Moons_Orbiter_2.jpg

Imagem 2 Sistemas de armas espaciais baseadas no solo e em órbita da Terra” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Arma_espacial#/media/Ficheiro:Man-Made-Threats-of-Objects-In-Space_DoD_1-800×485.jpg

Imagem 3 Localização do Oceano Ártico” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Oceano_Ártico#/media/Ficheiro:IBCAO_betamap.jpg

Imagem 4 Tratado da Antártida Mapa mostrando as reivindicações territoriais da Antártida” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Tratado_da_Antártida#/media/Ficheiro:Antarctica,_territorial_claims.svg

Imagem 5 Petrobrás extraiu petróleo do présal pela primeira vez em setembro de 2008. No campo de Tupi a fase de extração petrolífera chamada de teste de longa duração teve início em maio de 2009” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Camada_pré-sal#/media/Ficheiro:Oil_platform_P-51_(Brazil).jpg

Imagem 6 Proposta de Plataforma Continental Mapa de linha e Limites” (Fonte): https://www.marinha.mil.br/secirm/leplac

ESTUDO

O Custo Nivelado da Eletricidade e seu Impacto na Transição Energética

Comparar os custos de diferentes tecnologias de geração de energia elétrica tornou-se um dos principais argumentos usados pelos defensores de fontes específicas e por aqueles que buscam encontrar a melhor abordagem para planejar a expansão dos sistemas elétricos. Entretanto, essa abordagem, tomada isoladamente para a elaboração de políticas públicas de energia, está longe de ser simples, podendo levar a resultados indesejados e inesperados.

Quanto custa isso? Parece uma pergunta simples. Mas quando se trata de tecnologias de geração elétrica concorrentes, é uma pergunta extremamente desafiadora. Apesar das dificuldades, as comparações entre custos de geração têm desempenhado um papel significativo para a formulação de políticas públicas sobre tecnologias de geração para expansão dos sistemas elétricos tanto ao nível internacional como aos níveis nacional e local. Todos os defensores das várias tecnologias e as empresas com interesses em promovê-las alegam ser a sua opção de geração a de menor custo.

Cada tecnologia tem uma reivindicação válida. A hidrelétrica, a mais antiga, tem “combustível” renovável e, a princípio, sem custo: a água. O carvão é muito barato. O gás natural é mais barato ainda e está substituindo o carvão em alguns mercados competitivos, como os EUA. A nuclear tem baixos custos de combustível e nenhuma emissão de dióxido de carbono (CO2). Solar e eólica não têm custo de combustível nem emissões atmosféricas.

barragem de uma usina hidroelectrica

Cada uma, entretanto, tem aspectos negativos. A hidrelétrica demanda muito capital para construção, assim como a nuclear, que também padece de dificuldades na sua aceitação pública. O carvão tem emissões de gases poluentes e de CO2, mas o gás também emite CO2. Solar e eólica também têm altos custos de capital, ocupam muito terreno e são intermitentes.

Os defensores das energias solar e eólica são os que fazem as maiores reivindicações. Eles sustentam o conceito de energia elétrica 100% livre de dióxido de carbono em diversos países para um futuro próximo. A viabilidade técnica dessa possibilidade é no mínimo controversa.

Os custos de geração incluem muitas variáveis: capital, combustível, local, descarte de resíduos, controle de poluição, interconexão, confiabilidade, intermitência e outros custos externos e sistêmicos. Não há duas tecnologias iguais. Como fazer algo tão difícil como comparar seus respectivos custos?

Custo Nivelado da Energia

Já há décadas, os analistas criaram uma abordagem que tenta integrar algumas das principais variáveis de custo das tecnologias de geração. Ela é chamada de “Custo Nivelado de Energia” (LCOE[1]).

O LCOE é frequentemente citado como uma medida conveniente da competitividade de diferentes tecnologias de geração. Ele representa o custo por megawatt-hora, em unidades monetárias descontadas, da construção e operação de uma usina geradora durante todo seu ciclo de vida útil econômica. São disponíveis calculadoras online de LCOE criadas por diferentes instituições[2] que permitem criar um perfil de custo para um projeto em particular. Um cálculo simplificado do LCOE pode ser equacionado da seguinte forma[3].

O World Energy Outlook 2018 da International Energy Agency[4] fez cálculos de LCOE para usinas geradoras que entrarão em serviço em 2022, com base em dólares/MWh de 2017. Aqui estão alguns dos seus resultados, primeiro para tecnologias de geração despacháveis:

  • Ciclo combinado a gás convencional, com um fator de capacidade de 87% (relação entre a produção real de energia elétrica durante um determinado período de tempo e a máxima possível): 48,3.
  • Turbinas de combustão, com um fator de capacidade de 30%, usadas principalmente como unidades para geração de pico: 79,5.
  • Nuclear avançada, 90% de fator de capacidade: 90,1.
  • Geotérmica, 91% de fator de capacidade: 40,3.
  • Biomassa, 83% de fator de capacidade: 102,2.

E para geração não despachável:

  • Eólica onshore, 43% de fator de capacidade: 37.
  • Eólica offshore, 45% de fator de capacidade: 106,2.
  • Solar fotovoltaica, 33% de fator de capacidade: 46,5.
  • Hidrelétrica, 65% de fator de capacidade: 73,9.

Esses resultados de LCOE têm reforçado a percepção popular de que as energias de fontes renováveis são melhores escolhas para o futuro, do ponto de vista econômico, do que a geração nuclear ou fóssil.

Uma usina de energia nuclear. Vapor não-radioativo sai das torres de resfriamento

Os defensores das fontes renováveis têm o apoio do LCOE para seus pontos de vista. Um relatório de novembro de 2018 da Lazard[5] disse que sua “última análise anual de Custo Nivelado de Energia mostra um declínio contínuo no custo de geração de eletricidade a partir de tecnologias de energia alternativa, especialmente energia solar e eólica de larga escala. Em alguns cenários, os custos da energia alternativa diminuíram a ponto de agora estarem no ou abaixo do custo marginal da geração convencional”.

Usina termoelétrica de Yallourn, em Victoria, Austrália

Em março de 2018, a Bloomberg New Energy Finance (BNEF)[6]  informou que “o carvão e o gás estão enfrentando uma ameaça crescente a sua posição no mix de geração de eletricidade mundial, como resultado das espetaculares reduções de custos, não apenas para as tecnologias eólica e solar, mas também para baterias… O último relatório da BNEF sobre os custos nivelados da eletricidade, ou LCOE, para todas as principais tecnologias, revela que a energia de combustível fóssil tem um desafio sem precedentes nos três papéis que desempenha no mix de energia: a oferta de geração em larga escala, o fornecimento de geração despachável e a disponibilização de flexibilidade”.

As críticas ao LCOE

Usar o LCOE para comparar os custos de geração tornou-se uma prática generalizada. Mas os críticos apontam a fraqueza da análise do LCOE, argumentando que ela pode ser enganosa. A crítica é técnica e a objeção fundamental é que o custo não mede o valor.

Há que se reconhecer que o LCOE é útil como ponto de partida, mas não pode ser entendido como critério exclusivo de decisão. A geração de energia ocorre em diferentes momentos e em diferentes lugares, tendo valores diferentes em cada momento e em cada lugar. O LCOE ignora isso, considerando custo como equivalente a valor.

Parque solar em Waldpolenz, Alemanha

Mesmo antes das energias renováveis intermitentes entrarem em cena, o LCOE era apenas uma peça do quebra-cabeça. Seria como dizer que um carro custa muito mais do que uma bicicleta, por isso todos devemos comprar bicicletas. Mas isso desconsidera que carro e bicicleta estão provendo serviços de naturezas diferentes.

A abordagem que se baseia em comparações do LCOE associados às diferentes tecnologias de geração, ou qualquer outra medida dos custos de produção do ciclo de vida total por MWh fornecido, é insuficiente pois trata efetivamente todos os MWh gerados, independente da fonte, como um produto homogêneo, regido por um preço único. Especificamente, as comparações de custo nivelado tradicionais não levam em conta o fato de que o valor da eletricidade fornecida varia muito ao longo do tempo e do local onde é produzido.

Idealmente, as estimativas de custos nivelados seriam calculadas de forma a eliminar o impacto de políticas que causam distorções de mercado, como aquelas que preferencialmente subsidiam uma tecnologia ou uma classe de tecnologias sobre outras. Uma opção seria incluir os efeitos apenas de políticas que são tecnologicamente neutras.

As estimativas de custos incluem duas suposições importantes que refletem políticas seletivas que afetam as estimativas de custo de capital. Primeiro, o custo médio ponderado do capital não é o mesmo para todas as fontes de geração, pois sofrem influência de políticas tais como restrições de carbono. Em segundo lugar, certas tecnologias, usam uma depreciação fiscal acelerada que não está disponível para outras tecnologias. Isso produz encargos fixos substancialmente menores para os custos de capital.

A análise do LCOE não inclui externalidades ambientais e sociais, como descarte de resíduos, reduções de poluição e uso do solo. O LCOE, excluindo as externalidades marginais, contradiz um ponto central para a consideração das tecnologias de energia limpa, que é o próprio impacto dessas externalidades.

Como Proceder?

Existe um processo para melhorar as comparações de custos entre tecnologias? Uma sugestão seria eliminar subsídios diretos e incentivos fiscais dos cálculos do LCOE. Excluir subsídios diretos e incentivos fiscais de análises de custos nivelados é relativamente simples, embora possa ser difícil na prática. Subsídios indiretos que ocorrem em estágios iniciais e afetam o preço dos insumos são um pouco mais difíceis de resolver. Os defensores da eletricidade de fontes renováveis argumentam que a extração de combustíveis fósseis recebe tratamento tributário especial. Embora isso seja provavelmente verdade, e os subsídios para combustíveis fósseis sejam maiores do que para energia de fonte renovável no total, o subsídio por kilowatt-hora para a geração elétrica a partir de combustível fóssil é bem pequeno.

Parque eólico Middelgrunden na Dinamarca

A incorporação de externalidades ambientais também está na lista de possibilidades. Em um mundo econômico no qual se nem todos os requisitos para alcançar a situação mais desejável puderem ser satisfeitos, é sempre benéfico satisfazer os demais (first-best[7]), os direitos de poluição seriam apenas mais um fator na produção de eletricidade de uma determinada tecnologia e seriam incluídos automaticamente no cálculo de custos nivelados. No mundo real, entretanto, mercados de direitos para emitir gases de efeito estufa ou poluentes locais são escassos e limitados. Com ausência de intervenção do governo, os custos não serão suportados pelos produtores e não afetarão as escolhas entre a tecnologia de geração de eletricidade. A solução óbvia é precificar as externalidades, seja por meio de isenções fiscais ou títulos comercializáveis. Ainda mais difícil de incluir nas análises de custos são externalidades não ambientais, como segurança energética e vantagens geopolíticas.

Talvez o caminho a ser seguido deva abandonar a tarefa de comparações detalhadas de custos e abordagens de mercado para incorporar os custos de externalidades, argumentando que a melhor maneira de lidar com seus deslocamentos econômicos é através dos preços estabelecidos pelos mercados.

Os economistas entenderam que precificar as externalidades provavelmente é a melhor maneira de levar o comportamento dos agentes econômicos em direção à eficiência. No contexto da eletricidade, isso significa impostos sobre as emissões ou um sistema de permissões negociáveis, mas essas políticas baseadas no mercado têm limitado apoio político na maioria dos países. Ao invés disso, muitos governos criam políticas para promover a geração de eletricidade de fonte renovável diretamente.

Os economistas ambientais poderiam pensar com mais cuidado em tornar a precificação ambiental mais acessível e, portanto, implementável.

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Notas:

[1] Levelized Cost of EnergyLCOE.

[2] https://www.nrel.gov/analysis/tech-lcoe.html do National Renewable Energy Laboratory dos EUA, por exemplo.

[3] Vide: https://www.nrel.gov/analysis/tech-lcoe-documentation.html.

[4] https://www.iea.org/weo2018/.

[5] https://www.lazard.com/perspective/levelized-cost-of-energy-and-levelized-cost-of-storage-2018/.

[6] https://about.bnef.com/new-energy-outlook/.

[7] Angelopoulos K., Economides G. e Philippopoulos A., First-and second-best allocations under economic and environmental uncertainty, October 29, 2010, disponível em: https://www.gla.ac.uk/media/media_184730_en.pdf.

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Fontes das Imagens:

Imagem 1 O World Energy Outlook 2018 da International Energy Agency” (Fonte):

https://www.iea.org/weo2018/

Imagem 2 barragem de uma usina hidroelectrica” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Geração_de_eletricidade#/media/File:Krasnoyarsk_hydroelectric_station.jpg

Imagem 3 Uma usina de energia nuclear. Vapor nãoradioativo sai das torres de resfriamento” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia_nuclear#/media/File:Nuclear_Power_Plant_Cattenom.jpg

Imagem 4 Usina termoelétrica de Yallourn, em Victoria, Austrália” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Termoeletricidade#/media/File:Yallourn-w-power-station-australia.jpg

Imagem 5 Parque solar em Waldpolenz, Alemanha” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia_solar_fotovoltaica#/media/File:Juwi_PV_Field.jpg

Imagem 6 Parque eólico Middelgrunden na Dinamarca” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia_eólica#/media/File:Middelgrunden_wind_farm_2009-07-01_edit_filtered.jpg
ANÁLISE - TecnologiaANÁLISES DE CONJUNTURA

Matérias Primas para a Energia de Baixo Carbono

As diversas discussões sobre as mudanças climáticas e geração de Gases de Efeito Estufa (GEE) têm dado atenção insuficiente à nova geopolítica da energia de baixo carbono. Em artigos anteriores[1][2] (2016) busquei fomentar o debate sobre a nova geopolítica que está surgindo, tendo em vista sua importância para o estabelecimento de estratégias e políticas públicas para o setor. Essas discussões também não têm dado atenção compatível à importância das matérias-primas necessárias a tal transição e cuja demanda será crescente. Esses materiais terão grande influência nesta nova geopolítica e significativas ameaças e oportunidades para os países ricos nesses recursos naturais.

Usando energia solar e eólica e baterias de armazenamento de energia como indicadores, o Banco Mundial publicou estudo[3] em 2017, que examina quais metais provavelmente terão a demanda aumentada para alcançar um futuro de baixo carbono. Tais metais, que teriam um mercado em crescimento, incluem alumínio (contendo seu principal minério, a bauxita), cobalto, cobre, minério de ferro, chumbo, lítio, níquel, manganês, o grupo da platina, metais de terras raras (abrangendo também cádmio, molibdênio e índio), prata, aço, titânio e zinco. O estudo, em seguida, mapeia os níveis de produção e reserva desses metais em todo o mundo, concentrando-se nas implicações para os países em desenvolvimento ricos nesses recursos. Ele termina identificando lacunas críticas de pesquisa e sugestões para trabalhos futuros.

Perspectivas de Tecnologia Energética da Agência Internacional de Energia

O relatório desenvolve um quadro para estimar a demanda mineral em um futuro de baixo carbono. O Banco Mundial, em colaboração com o Conselho Internacional de Mineração e Metais (ICMM), encomendou uma análise preditiva da demanda futura por metais a fim de apoiar a transição para um futuro de baixo carbono. A análise é baseada nas Perspectivas de Tecnologia Energética[4] da Agência Internacional de Energia, que se concentra nas implicações das tecnologias de energia renovável para atingir metas de aumento de temperatura global de 2°C (2DS), 4°C (4DS) e 6°C (6DS). A geração de energia renovável (incluindo hidrelétrica e biomassa) aumenta nos três cenários climáticos, de 14% do atual mix de energia para 18% no cenário 6DS, e uma alta de 44% no cenário 2DS.

O estudo concentra-se em energia solar e eólica e baterias de armazenamento de energia, pois elas são comumente reconhecidas como elementos-chave para atender futuras necessidades energéticas a níveis de emissões de GEE baixo. Reconhece, entretanto, que muitas outras tecnologias de geração e de transmissão de energia serão necessárias para atender aos fortes compromissos climáticos assumidos em Paris, abrangendo o próprio setor de energia, bem como os setores de transporte, construção, indústria e gerenciamento do uso da terra. Através deste exercício, gera uma discussão mais ampla sobre esta questão crítica, reconhecendo que muitas outras tecnologias e sistemas de transmissão precisam ser abordados, dentre os quais destaco a energia nuclear e seu combustível atual, o urânio, mas também o potencial uso do tório e outros materiais associados a tal tecnologia.

Estação solar fotovoltaica de Cariñena, província de Saragoça, Espanha. Os painéis são montados em dispositivos de rastreio de duplo eixo para maximizar a intensidade da radiação incidente. Esta solução permite que os painéis acompanhem o sol durante sua órbita diurna

A etapa seguinte aborda quais materiais são necessários na produção ampliada dessas tecnologias e até que ponto a demanda será impulsionada por uma série de cenários climáticos globais de 2DS, 4DS e 6DS. O relatório mostra, claramente, que as tecnologias que supostamente lideram a mudança para a energia limpa, como eólica, solar, hidrogênio e sistemas de armazenagem de eletricidade, são, na verdade, significativamente MAIS intensivas, no que diz respeito aos materiais que as compõem, do que os atuais sistemas tradicionais de fornecimento de energia a partir de combustíveis fósseis e nuclear. Estimativas precisas sobre a demanda real por metais são baseadas em pelo menos duas variáveis independentes: (1) até que ponto a comunidade global de nações realmente consegue atingir suas metas climáticas de longo prazo do Acordo de Paris e (2) a natureza das escolhas específicas dentro de cada tecnologia. Em outras palavras, não apenas é uma função de quantas turbinas eólicas, painéis solares e veículos elétricos serão implantados, mas quais as tecnologias eólicas, solares e de propulsão elétrica irão dominar.

A pesquisa também indica que os requisitos das tecnologias de baixo carbono e a demanda por metais relevantes aumentam rapidamente entre os cenários 4DS e 2DS. O exemplo mais significativo disso são as baterias, nas quais o aumento nos metais relevantes como alumínio, cobalto, ferro, chumbo, lítio, manganês e níquel cresce em demanda de um nível relativamente modesto de 4DS para mais de 1000% sob 2DS.

Imagem de Satélite do Salar Coipasa. Pertence à Bolívia e ao Chile. Ele é um reservatório natural de muito potássio e lítio, declarado em 2007 como Reserva de mineração Fiscal

Como último passo, o relatório examina como os países em desenvolvimento, ricos em recursos, podem se posicionar melhor para tirar vantagem do mercado de commodities em evolução, que responde a uma transição energética de baixo carbono. Os recursos minerais não renováveis desempenham um papel dominante em 81 países[5] que coletivamente representam um quarto do PIB mundial, metade da população mundial e quase 70% daqueles em extrema pobreza. Como resultado, um número crescente de países de baixa renda dá enfoque à extração de recursos e atividades de processamento para seus planos de crescimento econômico. Tais investimentos acarretam custos significativos de capital inicial, com pressupostos-chave sobre a longevidade de commodities relevantes, muitas vezes chegando a mais de meio século (devido à vida útil típica das minas).

É importante que os países em desenvolvimento estejam mais bem posicionados para decidir como aproveitar o futuro mercado de commodities que responde aos objetivos climáticos e aos Objetivos de Desenvolvimento Sustentável[6] relacionados. O relatório fornece uma série abrangente de mapas globais de commodities que monitora os níveis conhecidos de produção e reservas das mesmas, como observado acima, que desempenharão um papel potencialmente importante na transição da energia para um futuro de baixo carbono.

A transição para a energia de baixo carbono produzirá oportunidades globais em relação a vários minerais. A região da América Latina (Chile, Brasil, Peru, Argentina e potencialmente Bolívia) está em excelente posição para fornecer a transição energética global favorável ao clima. A região tem uma vantagem estratégica chave em cobre, minério de ferro, prata, lítio, alumínio, níquel, manganês e zinco. A África, com suas reservas em platina, manganês, bauxita e cromo, também deve servir como um mercado florescente para esses recursos.

Com relação à Ásia, a descoberta mais notável é o domínio global que a China tem sobre os metais, tanto os de base quanto de terras raras, necessários às tecnologias de energia de baixo carbono. Tanto a produção quanto os níveis de reservas, mesmo quando comparados com os países desenvolvidos ricos em recursos (como o Canadá e os Estados Unidos e, em menor medida, a Austrália) muitas vezes superam os outros. A Índia é dominante em ferro, aço e titânio, e a Indonésia tem oportunidades com bauxita e níquel, assim como a Malásia e as Filipinas com cobalto, em menor escala. Finalmente, na Oceania, as enormes reservas de níquel encontradas na Nova Caledônia não devem ser negligenciadas.

Bauxita

A pesquisa mostrou que existem lacunas significativas quanto à disponibilidade de dados atuais e robustos sobre o mapeamento de recursos minerais/metais relevantes em regiões de países em desenvolvimento (África, América Latina e Ásia). Também são notáveis as anomalias na distribuição geográfica dos principais metais em relação às atividades de produção versus níveis de reserva. Por exemplo, no que diz respeito à bauxita, os países em desenvolvimento (sem a China) representam apenas 30% da produção, mas representam 63% das reservas globais. No caso da África (Guiné), representa apenas 6,5% da produção global, mas 26% das reservas conhecidas.

Em sua conclusão, o relatório fornece uma série de recomendações sobre áreas para pesquisas futuras, que se enquadram em duas categorias: políticas e tecnológicas. Examinando de perto os subconjuntos de dois dos componentes críticos, energia e baterias usadas para abastecer o transporte elétrico, este relatório é um primeiro passo para examinar as implicações das mudanças nos requisitos materiais para a indústria de mineração na transição para a energia de baixo carbono. Pretende engendrar um diálogo mais amplo entre a energia limpa, o clima e as comunidades extrativistas em seus respectivos papéis nessa transição. No futuro, o Banco Mundial pretende trabalhar com esses principais constituintes para definir melhor as implicações dos minerais e metais para a energia de baixo carbono e desenvolver políticas e medidas apropriadas que ajudarão a garantir que a transição seja gerenciada de forma a atender ao conjunto completo de prioridades para o desenvolvimento sustentável, desde questões ambientais e outras questões de impacto referentes à segurança de abastecimentos desses materiais até o apoio ao crescimento econômico dos países em desenvolvimento.

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Notas:

[1] GUIMARAES, Leonam dos Santos. A Nova Geopolítica da Energia, Caderno Opinião, FGV Energia, Rio de Janeiro, Julho de 2016.

Disponível em: https://fgvenergia.fgv.br/sites/fgvenergia.fgv.br/files/_leonam_dos_santos_-_geopolitica_0.pdf

[2] GUIMARAES, Leonam dos Santos. A Geopolítica da Energia de Baixo Carbono, Caderno Opinião, FGV Energia, Rio de Janeiro, Novembro de 2016.

Disponível em: https://fgvenergia.fgv.br/sites/fgvenergia.fgv.br/files/coluna_leonam_geopolitica.pdf

[3] ARROBAS, Daniele La Porta; HUND, Kirsten Lori; MCCORMICK, Michael Stephen; NINGTHOUJAM, Jagabanta; DREXHAGE, John Richard. 2017. The Growing Role of Minerals and Metals for a Low Carbon Future (English). Washington, D.C.: World Bank Group.

Disponível em: http://documents.worldbank.org/curated/en/207371500386458722/The-Growing-Role-of-Minerals-and-Metals-for-a-Low-Carbon-Future

[4] International Energy Agency, Energy, Technology Perspectives 2017.

Disponível em: https://www.iea.org/etp/

[5] Extractive Industries. Washington, D.C.: World Bank Group.

Disponível em: http://www.worldbank.org/en/topic/extractiveindustries/overview

[6] O que são os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável. PNUD Brasil.

Disponível em: http://www.br.undp.org/content/brazil/pt/home/sustainable-development-goals.html

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Fontes das Imagens:

Imagem 1 Temperaturas globais na década de 1880 e 1980, comparadas à média no período entre 1951 e 1980” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Aquecimento_global#/media/File:Temperatures_across_the_world_in_the_1880s_and_the_1980s.jpg

Imagem 2 Perspectivas de Tecnologia Energética da Agência Internacional de Energia” – Print Screen da Página. (Fonte): https://www.iea.org/etp/

Imagem 3 Estação solar fotovoltaica de Cariñena, província de Saragoça, Espanha. Os painéis são montados em dispositivos de rastreio de duplo eixo para maximizar a intensidade da radiação incidente. Esta solução permite que os painéis acompanhem o sol durante sua órbita diurna Tradução livre. (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Energia_solar#/media/File:Paneles_solares_en_Cari%C3%B1ena,_Espa%C3%B1a,_2015-01-08,_DD_09-12_PAN.JPG

Imagem 4 Imagem de Satélite do Salar Coipasa. Pertence à Bolívia e ao Chile. Ele é um reservatório natural de muito potássio e lítio, declarado em 2007 como Reserva de mineração Fiscal ” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Salar_de_Coipasa#/media/File:Salar_de_coipasa.png

Imagem 5 Bauxita” (Fonte): https://pt.wikipedia.org/wiki/Bauxita#/media/File:BauxiteUSGOV.jpg

ANÁLISE - TecnologiaANÁLISES DE CONJUNTURA

O Mar: janela de oportunidade para a energia nuclear

Depois dos eventos de 11 de março de 2011, quando um terremoto e tsunami levaram ao colapso três dos seis reatores nucleares na usina de Fukushima Dai-Ichi, no Japão, poderíamos ser induzidos a pensar que a energia nuclear e a água do mar não se combinam. Entretanto, isso não é verdade. Usinas nucleares no oceano ao invés de em terra, flutuando na superfície, ancoradas abaixo dela ou fixas nos fundos marinhos, são alternativas técnicas bastante interessantes.

Mapa mostrando o epicentro do terremoto e a posição das centrais nucleares afetadas

Tal ideia vem sendo vista com respeito. As usinas nucleoelétricas terrestres são estruturas customizadas ao local onde são instaladas, construídas pelas técnicas de construção civil, nas quais cada uma é um pouco diferente da outra e equipes de especialistas entram e saem de acordo com a fase do projeto. Usinas marítimas, ao contrário, poderiam ser produzidas em série em fábricas usando, se não as mesmas técnicas de linha de montagem, ao menos as técnicas de construção naval de estaleiros, com equipes permanentes.

Tal condição tornaria as usinas marítimas mais baratas do que as em terra e a eletricidade produzida por elas poderia custar pelo menos um terço a menos do que a de uma equivalente terrestre. Isso também as tornaria mais seguras. Um reator ancorado no fundo do mar nunca teria falta de resfriamento de emergência, problema que causou o colapso de Fukushima. Tampouco precisaria ser protegido contra o risco de terroristas lançarem uma aeronave contra ela. Seria à prova de tsunami também. Embora os tsunamis se tornem ondas grandes e destrutivas quando chegam em águas rasas, no oceano aberto eles são meras ondulações. De fato, se fosse ancorada em profundidade o suficiente (cerca de 100 metros), tal reator submarino não seria afetado por tempestades passageiras.

Usina nuclear flutuante da Rússia

Todas essas razões tornam as usinas nucleares marítimas uma ideia que vale a pena investigar. O Naval Group, empresa de equipamento naval francesa, projeta reatores que permanecerão fixos no fundo do mar ao invés de se movimentarem em um barco. O plano é envolver um reator e um turbo-gerador elétrico em um cilindro de aço com o comprimento de um campo de futebol e com um peso de cerca de 12.000 toneladas.

Todo o sistema, chamado de Flexblue, seria ancorado no leito do mar entre cinco e 15 km da costa, longe o suficiente para garantir a segurança em caso de emergência, mas próximo o suficiente para ser reparado facilmente. A eletricidade gerada (até 250 megawatts, suficiente para 1 milhão de pessoas) seria transmitida para terra por um cabo submarino. Para reabastecimento e manutenção, o cilindro seria levado à superfície com ar injetado em seus tanques de lastro. E, quando uma estação chegasse ao fim de sua vida útil, poderia ser rebocada para uma instalação especializada para ser desmontada com segurança.

O Naval Group ainda não atraiu nenhum cliente por seus projetos, mas uma abordagem um pouco menos ambiciosa dos reatores marinhos – ancorando-os na superfície e não abaixo dela, se concretizou na Rússia. A primeira usina nuclear flutuante, Akademik Lomonosov, foi construída. Ela foi lançada recentemente, rebocada para Murmansk para o carregamento de combustível, e daí será transportada para Pevek, um porto no Extremo Oriente da Rússia, onde começará a gerar energia em 2019.

O Akademik Lomonosov consiste em dois reatores de 35 MW montados em uma barcaça. Os reatores são versões modificadas daqueles usados nos quebra-gelos da classe Taymyr. Como tal, eles são projetados para serem capazes de operar em tempestades do Oceano Ártico. Para aumentar sua segurança, a barcaça que os transporta será ancorada a cerca de 200 metros da costa, atrás de um quebra-mar resistente a tempestades e tsunamis.

Ao todo, a Akademik Lomonosov custou cerca de US $ 480 milhões para ser construída e instalada, ou seja, muito menos do que teria que ser gasto construindo uma usina nuclear equivalente em terra em um ambiente tão remoto e hostil. Planos para uma segunda planta semelhante estão sendo lançados.

Corporação Nuclear da China divulgou conceito de sua primeira usina nuclear flutuante Foto: Divulgação

Mas a Rússia não está sozinha no planejamento de reatores flutuantes. A China tem ambições semelhantes, embora os destinos dos dispositivos envolvidos sejam mais controversos que os da Rússia. Especificamente, o governo chinês pretende, durante a década de 2020, construir até 20 usinas nucleares flutuantes, com reatores com potência de 200MW, para fornecer energia a ilhas artificiais que estão sendo construídas como parte de seu plano para impor a reivindicação do país a grande parte do Mar do Sul da China, uma reivindicação contestada por todos os outros países da região.

As empresas envolvidas neste projeto pretendem testar alguns de seus reatores à prova de tsunamis, da mesma forma que os franceses, colocando-os em águas suficientemente profundas para a formação de enormes ondas de tsunami. No entanto, como estão na superfície, isso não os protegerá das tempestades, e localizá-los longe da costa significa que a abordagem russa de construir quebra-mares de proteção também não funcionará. Os tufões no Mar da China Meridional podem elevar as ondas com uma amplitude superior a 20 metros.

Para resistir a essas tempestades, as barcaças terão âncoras presas a “torres de amarração” giratórias. Isso fará com que uma barcaça se comporte como um cata-vento, sempre apontando para o vento. Como essa é a direção da qual as ondas vêm, ela permanecerá alinhada àquelas ondas, dando-lhe a melhor chance de escapar de qualquer tempestade. Os cascos das barcaças também serão construídos altos, para cortar as ondas. Desta forma, eles serão capazes de sobreviver a uma “tempestade de 10.000 anos”.

O navio Arctic Sunrise – Greenpeace

O Mar da China Meridional também é uma área movimentada para o transporte marítimo. Portanto, qualquer usina nuclear flutuante precisará suportar um impacto direto de uma embarcação de carga pesada viajando a uma velocidade de, digamos, 20 nós (37,04 Km/h), seja essa colisão acidental ou o resultado de ação hostil. Uma maneira de fazer isso seria instalar as barcaças com zonas externas de deformação feitas de materiais como aço corrugado e madeira. Nem todos estão satisfeitos com a ideia de energia nuclear naval. O Greenpeace argumenta que as usinas offshore poderiam ser invadidas por piratas ou terroristas, ser atingidas por um iceberg ou escapar de regras de segurança que são difíceis de aplicar no mar, chegando a chamá-las de “Titanic nuclear” e “Chernobyl dos mares”.

É mais provável que o futuro das usinas nucleares marítimas dependa do futuro da energia nuclear como um todo do que das ações de grupos anti-nucleares como o Greenpeace. Observando-se tecnicamente, o urânio tem um papel importante a desempenhar na geração de eletricidade nas próximas décadas, sendo uma resposta satisfatória à questão do potencial de mudança climática decorrente da queima de combustíveis fósseis. Muitas novas usinas nucleares serão então necessárias. E se isso acontecer, colocar essas usinas no mar pode ser uma solução.

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Fontes das Imagens:

Imagem 1 Projeto da usina nuclear flutuante Academician Lomonosov Divulgação” (Fonte – PUBLICADOS BRASIL):

http://publicadosbrasil.blogspot.com/2015/05/rosatom-constroi-primeira-usina-nuclear.html

Imagem 2 Mapa mostrando o epicentro do terremoto e a posição das centrais nucleares afetadas” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Acidente_nuclear_de_Fukushima_I#/media/File:JAPAN_EARTHQUAKE_20110311.png

Imagem 3 Usina nuclear flutuante da Rússia” (Fonte):

https://russian.lifeboat.com/blog.images/russia-has-launched-a-floating-nuclear-power-plant-critics-are-calling-nuclear-titanic.jpg

Imagem 4 Corporação Nuclear da China divulgou conceito de sua primeira usina nuclear flutuante Foto: Divulgação” (Fonte OESP):

https://internacional.estadao.com.br/noticias/geral,china-comecara-a-construir-sua-primeira-usina-nuclear-flutuante,10000019156

Imagem 5 O navio Arctic Sunrise Greenpeace” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Greenpeace#/media/File:Arctic_Sunrise_Greenpeace_Rijeka_14042013_2_roberta_f.jpg

AMÉRICA DO NORTEANÁLISES DE CONJUNTURA

Novos riscos decorrentes da postura nuclear do Governo Trump

O número de armas nucleares no mundo diminuiu significativamente desde a Guerra Fria: de um pico de aproximadamente 70.300, em 1986, para uma estimativa de 14.550 no final de 2017. Os governos muitas vezes retratam essa conquista como resultado dos acordos bilaterais de desarmamento firmados entre EUA e Rússia, mas essa redução majoritariamente ocorreu na década de 1990. O ritmo de redução diminuiu significativamente desde então. Além disso, comparar o inventário de hoje com o dos anos 50 é inadequado. As forças de hoje são muito mais capazes, especialmente em termos de precisão. Um número menor de armas mais precisas tem efeito militar equivalente ou mesmo superior a uma quantidade maior de armas de menor precisão. Ao invés de planejar o desarmamento nuclear, conforme compromisso assumido junto ao Tratado de Não Proliferação Nuclear (TNP), os Estados com armas nucleares planejam a retenção de grandes arsenais de equipamentos modernizados para o futuro.

Capa do Documento

Os Estados Unidos têm as forças nucleares mais diversificadas e potentes do planeta. Entretanto, o recente lançamento da Nuclear Posture Review (NPR) do governo Trump não acredita que o arsenal atual seja suficiente. Indo além do programa de modernização que atualiza e mantém a força existente, o documento propõe uma variedade ampliada de capacidades e missões para as forças nucleares norte-americanas. Especificamente, o documento coloca uma ênfase renovada na expansão do papel e do tamanho das armas nucleares de baixo yield (potência explosiva). Na verdade, o que chamam de “baixa potência” inclui armas nucleares de 20 quilotons, equivalentes às lançadas em Hiroshima e Nagasaki.

As capacidades de baixo yield mais notáveis incluem mísseis balísticos lançados por submarinos (SLBMs) e mísseis de cruzeiro lançados do mar (SLCMs), que podem ser baseados em navios de superfície ou submarinos.

Além disso, no curto prazo, os Estados Unidos modificarão um pequeno número de ogivas de SLBM existentes para fornecer uma opção de baixo rendimento e, a mais longo prazo, perseguir um míssil de cruzeiro moderno lançado por mar com armas nucleares (SLCM). Ao contrário do DCA, uma ogiva SLBM de baixo rendimento e SLCM não exigem ou dependem do suporte do país anfitrião para fornecer efeito dissuasivo. Eles fornecerão diversidade adicional em plataformas, alcance e capacidade de sobrevivência, e uma cobertura valiosa contra futuros cenários de ‘ruptura’ nuclear. (Tradução Livre)

Additionally, in the near-term, the United States will modify a small number of existing SLBM warheads to provide a low-yield option, and in the longer term, pursue a modern nuclear-armed sea-launched cruise missile (SLCM). Unlike DCA, a low-yield SLBM warhead and SLCM will not require or rely on host nation support to provide deterrent effect. They will provide additional diversity in platforms, range, and survivability, and a valuable hedge against future nuclear ‘break out’ scenarios.(NPR 2018, Executive Summary, pg 8)

A nova NPR desdobra as armas nucleares de baixa potência nesses vetores para alcançar a missão final: gerar respostas nucleares mais flexíveis e adaptadas a um amplo espectro de ataques nucleares e não-nucleares contra os Estados Unidos e seus aliados. A incorporação de mais armas nucleares de baixo yield às forças nucleares daria aos EUA a capacidade de responder a várias formas de agressão com ataques nucleares limitados sem uma escalada para o nível nuclear estratégico. Em outras palavras, uma guerra nuclear poderia ser vencida sem uma “mútua destruição assegurada” (Mutual Assured Destruction).

Essas novas armas nucleares táticas de baixo yield não seriam as primeiras no inventário norte-americano. Já existem quatro tipos de armas nucleares táticas lançadas por aeronave nas forças nucleares dos EUA (três variantes da bomba gravitacional B-61 e um míssil de cruzeiro lançados por ar). Então, por que a NPR 2018 exige opções adicionais de baixa potência? Em uma palavra: Rússia. A preocupação básica dos EUA é que a Rússia possa tentar usar uma arma nuclear de baixo yield sobre forças americanas ou aliadas sem que os Estados Unidos possam responder imediatamente. Isso forçaria ao dilema entre não responder ou escalar diretamente ao nível termonuclear estratégico, com retaliação contra as cidades do adversário (ou contra todas as suas forças nucleares diretamente).

A lacuna percebida nas capacidades americanas decorre do fato de que as atuais armas nucleares táticas americanas lançadas por aeronave são vulneráveis às defesas aéreas russas, limitadas pelo alcance da aeronave em que são embarcadas e não podem dar um golpe de retaliação tão rapidamente quanto os mísseis balísticos. Portanto, os Estados Unidos precisariam de uma nova capacidade que possa penetrar nas defesas russas e levar uma arma nuclear de baixo yield em qualquer lugar em minutos. O modo de conseguir isso, sem usar o território de uma nação aliada, está no mar. No curto prazo, isso envolveria a modificação de SLBMs existentes para transportar uma variante de baixa potência de uma ogiva existente até ser desenvolvido e estar operacional um SLCM nuclear, de forma semelhante à Israel.

Um UGM-133 Trident II, lançado de submarino submerso

A teoria é que esta capacidade impediria a Rússia de empregar sua estratégia nuclear chamada “escalar para desescalar”, que se baseia na premissa de que o uso de armas nucleares no início de um conflito, mas de forma limitada, levaria os Estados Unidos a recuarem. Se a dissuasão falhar, as opções nucleares de baixo yield oferecidas pelos submarinos americanos permitiriam uma opção de resposta flexível e adaptada para vencer uma agressão russa.

Atualmente, os EUA operam o SLBM Trident II D5 nos seus 14 submarinos lançadores de mísseis balísticos da classe Ohio. Cada míssil Trident pode transportar até 8 ogivas independentes (MIRV), uma combinação da ogiva termonuclear W76 (100 kilotons) ou da ogiva termonuclear W88 (455 kilotons). Se um adversário detectar o lançamento de um míssil Trident de um submarino classe Ohio, não há nenhuma dúvida sobre o que estaria acontecendo: um lançamento nuclear estratégico de pelo menos cerca de um megaton de potência, talvez 3,6 megatons. Ao reservar o SLBM para o emprego estratégico não há ambiguidade quanto ao que um lançamento de um Trident por um submarino americano classe Ohio, ou de um RSM-56 Bulava por um submarino russo classe Borei, significa tanto para os Estados Unidos como para a Rússia: uma guerra nuclear total.

Mas se os Estados Unidos dotarem alguns Tridents com uma única ogiva de baixo yield e outros com oito ogivas termonucleares, todos no mesmo submarino, como o adversário saberá o que estaria a caminho? Não há, literalmente, nenhuma maneira de saber qual a potência da ogiva na cabeça de combate do míssil, pois nenhum sistema de alerta antecipado pode discriminar entre a ogiva de baixa potência e as ogivas nucleares estratégicas, nem no lançamento, nem no voo. O que isto significa? Se o adversário detecta, mesmo que seja um único lançamento de míssil, não tem escolha senão reagir como se o adversário tivesse decidido escalar para o nível nuclear estratégico.

Além disso, a mistura de armas nucleares de baixo e alto yield nos mísseis Trident coloca um problema particular, caso o adversário esteja preocupado com a capacidade de sobrevivência de seu arsenal, que passa a enfrentar o dilema “use them or loose them” à vista de um único lançamento, pois dúvidas sobre seu sistema de alerta antecipado podem levá-lo a acreditar que muitos mais estariam a caminho. Um adversário que teme que os Estados Unidos estejam prestes a destruí-lo com seu arsenal pode não ter outra escolha do que lançar tudo o que tem antes mesmo de saber o que realmente está acontecendo. Este é certamente o caso se o adversário for a Coreia do Norte, pode ser o caso da China, e poderia ser plausível até mesmo para a Rússia.

Submarino da Classe Ohio, o USS Michigan (SSBN-727) em novembro de 2002

Esse problema de discriminação aplica-se muito especificamente à mistura de armas nucleares estratégicas de baixo yield no mesmo míssil e no mesmo sistema de armas existentes na mesma plataforma (neste caso, submarinos nucleares lançadores de mísseis balísticos). A mesma preocupação se aplicaria igualmente a uma proposta de carregar armas nucleares de baixo yield em mísseis balísticos intercontinentais (ICBM) lançados por terra. O SLCM com cabeça de combate nuclear de baixo yield pode ser uma opção menos arriscada quanto a esse problema, uma vez que os mísseis de cruzeiro têm diferentes perfis de voo e apenas carregam uma única ogiva nuclear. Um adversário teria menor probabilidade de confundir um único lançamento de míssil de cruzeiro com uma retaliação estratégica total.

O desenvolvimento de SLCM vem preencher aquilo que os EUA consideram como um gap estratégico, pois suas armas nucleares de baixo yield atualmente operacionais são lançadas por aeronaves que, por sua vez, necessitam de bases aéreas localizadas em países aliados. O uso dessas bases é condicionado por aspectos políticos relacionados aos países onde estão localizadas e poderiam ser destruídas por ataques convencionais de adversários antes que pudessem ser efetivamente usadas. O lançamento do mar, seja por submarinos ou por navios de superfície, contornaria eventuais indisponibilidades dessas bases aéreas em território estrangeiro.

Note-se que a Marinha dos EUA já operou uma variante nuclear do míssil de cruzeiro Tomahawk (BGM-109A Tomahawk Land Attack Missile – Nuclear TLAM-N) dotado de uma ogiva nuclear W80 cuja potência seria variável de 5 a 150 quilotons, ou seja, de baixo yield. Esse míssil, entretanto, foi retirado de serviço entre 2010 e 2013. Notícias recentes, posteriores à divulgação da NPR 2018, afirmam que a Marinha dos EUA está considerando (re)introduzir um novo tipo de míssil de cruzeiro com cabeça de combate nuclear nas suas unidades operativas.

Note-se ainda que foi desenvolvida uma versão SLCM do míssil Popeye, originalmente um míssil AR-SUP. Essa versão pode ser lançada a partir dos tubos de torpedo dos submarinos de projeto e construção alemã da classe Dolphin, adquiridos pela Marinha Israelense. Esse míssil seria atualmente a principal arma de dissuasão estratégica nuclear de Israel.

Ao ampliar o espectro de dissuasão, a NPR 2018 reintroduziu o conceito de uma “escalada calibrada”, ou seja, em dado um conflito, os Estados Unidos e o adversário poderiam ter “degraus” de ataques nucleares muito precisos e controlados, de intensidades limitadas, sem que haja uma escalada involuntária para a guerra total. Embora a ideia de um SLBM de baixo yield possa ser atraente, em um verdadeiro conflito, com tomadores de decisão reais, aumentaria em muito a probabilidade de uma escalada nuclear incontrolável.

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Fontes das Imagens:

Imagem 1 Foto de capa do site do Departamento de Defesa dos EUA sobre a Nuclear Posture Review’ (Avaliação da Postura Nuclear)” (Fonte):

https://www.defense.gov/News/SpecialReports/2018NuclearPostureReview.aspx

Imagem 2 Capa do Documento” (Fonte):

https://www.defense.gov/News/SpecialReports/2018NuclearPostureReview.aspx

Imagem 3 Um UGM133 Trident II, lançado de submarino submerso” (Fonte):

https://en.wikipedia.org/wiki/UGM-133_Trident_II

Imagem 4 Submarino da Classe Ohio, o USS Michigan (SSBN727) em novembro de 2002 ” (Fonte):

https://pt.wikipedia.org/wiki/Classe_Ohio

Imagem 5 BGM109 Tomahawk voando em novembro de 2002 (um míssil norteamericano SLMC)” (Fonte):

https://en.wikipedia.org/wiki/Tomahawk_(missile)