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

About author

É Diretor Presidente e Diretor Técnico da Eletrobrás Termonuclear S.A. - Eletronuclear e membro do Grupo Permanente de Assessoria do Diretor-Geral da Agência Internacional de Energia Atômica – AIEA. Membro do Board of Management da World Nuclear Association. Foi Professor Titular da Faculdade de Administração da FAAP, Professor Visitante da Escola Politécnica da USP, Diretor Técnico-Comercial da Amazônia Azul Tecnologias de Defesa SA – AMAZUL, Assistente da Presidência da Eletronuclear e Coordenador do Programa de Propulsão Nuclear do Centro Tecnológico da Marinha. Especialista em Segurança Nuclear e Proteção Radiológica, é Doutor em Engenharia Naval e Oceânica pela USP, Mestre em Engenharia Nuclear pela Universidade de Paris XI e autor de vários livros e artigos sobre engenharia naval e nuclear, gestão e planejamento, política nuclear e não-proliferação.
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