Angra 3 é viável ao ponto de entrar em operação sem participação de parceiro internacional, afirma presidente da Eletronuclear

“O desafio para Angra 3 é buscar um modelo de negócios que minimize os custos”. Assim o presidente da Eletronuclear, Leonam Guimarães, rebate as críticas à construção da Usina Nuclear de Angra 3. Para ele, a interrupção das obras está fora de questão, mesmo com as incertezas do cenário atual sobre a economia nacional. Angra 3, diz, é um projeto de baixo risco, com previsibilidade de produção no longo prazo e que terá capacidade de atrair investidores assim que o modelo de negócios estiver definido.

“A participação de um parceiro internacional é um plus, mas não condição necessária. Ela é interessante por outras razões de negócio, que não as razões estritamente de natureza financeira. Aqui é importante ressaltar que a participação da Eletrobras pode trazer um benefício da redução da percepção de riscos para outros parceiros”, afirma o executivo.

Uma proposta do BNDES para a capitalização das dívidas relacionadas ao empreendimento já foi encaminhada para o Conselho do PPI poderia ter sido aprovaa em março, mas as reuniões foram postergadas em decorrência da covid-19. A solução dessa equação não interferiria no calendário atual das obras, uma vez que a próxima fase é amparada por um “programa de aceleração do caminho crítico do empreendimento”, desenvolvido entre a Eletronuclear a e Eletrobras e que prevê o início de aportes financeiros pela própria Eletrobras ainda no segundo semestre deste ano.

Leonam Guimarães acredita que mesmo com a pandemia de covid-19 mudando o cenário econômico, levando a uma redução na expectativa de crescimento da demanda de energia nos próximos anos, Angra 3 tem margem para entrar em operação comercial, em último caso, nos primeiros meses de 2027.

O câmbio está hoje entre as maiores incertezas do projeto, com impacto direto em 35% dos custos do empreendimento, previstos em euro.

O executivo diz não ver sentido em debates que sugerem que as obras não sejam concluída – tema levantado recentemente pelo Instituto Escolhas. O gás natural, afirma Leonam Guimarães, é uma opção com preço pouco previsível no longo prazo e cuja logística de escoamento a partir do pré-sal ainda não está resolvida, defende o executivo.

[sc name=”adrotate” ]

Na íntegra, a entrevista com o presidente da Eletronuclear, Leonam Guimarães

A conclusão da usina de Angra 3 está assegurada?  

Construir ou não parece uma discussão fora de foco. Não construir significaria repassar uma perda muito grande, quase o mesmo valor necessário para concluir a obra, seria repassado para o contribuinte, porque as dívidas são com os bancos públicos, sem ter nenhum retorno.

Concluir a obra vai gerar retorno para o consumidor. O desafio não é concluir, mas buscar um modelo de negócio que minimize o preço dessa energia.

A estimativa de investimentos adicionais de R$ 14,5 bilhões é maior do que outras mencionadas no mercado. Isso não torna o projeto menos competitivo?

Não faz nenhum sentido esse debate de que o gás é mais barato, porque não estamos fazendo uma escolha do zero. Há um investimento já aplicado de quase R$ 12 bilhões.

Ouro ponto é que quando se compara com o gás você pressupõe uma disponibilidade de gás a preço baixo que não está garantida no longo prazo. A logística de transferir o gás do pré-sal não está resolvida do ponto de vista tecnológico, aliás, em lugar nenhum do mundo. O preço desse gás no futuro também é uma elucubração. Essa é uma discussão ideológica. A questão é fazer a obra minimizando o custo.

Mas o que pesa nesse orçamento ainda aberto?

O que se debate é o processo necessário que é a capitalização das dívidas. O BNDES entrou nesse tema e preparou um relatório que iria, no final de março, para o Conselho do PPI [Conselho do Programa de Parcerias de Investimentos] para aprovação. Essa reunião não aconteceu e não há previsão de quando acontecerá.

Mas com a capitalização das dívidas se consegue reduções significativas no que foi apresentado ao CNPE [Conselho Nacional de Política Energética]. Aliás, aquele era um valor de referência, não o preço da energia final contratada. Isso vai depender de variáveis ao modelo de negócio que será adotado para o empreendimento.

[sc name=”adrotate” ]

O modelo de negócios para a atração de um parceiro internacional está pronto então?

A participação de um parceiro internacional é um plus, mas não condição necessária. Ela é interessante por outras razões de negócio, que não as razões estritamente de natureza financeira. Aqui é importante ressaltar que a participação da Eletrobras pode trazer um benefício da redução da percepção de riscos para outros parceiros.

O plano diretor da Eletrobras prevê a participação com investimentos para a conclusão da obra. Isso é importante para cumprir o cronograma e entrar em operação ao final de 2026.

O cronograma então está mantido mesmo com os atrasos na atual fase de modelagem do negócio?

O cronograma sofreu um atraso. Até um tempo atrás, era primeiro de janeiro de 2026. Já há um atraso de 11 meses e hoje se considera novembro de 2026.

Há risco de novos atrasos?

Para garantir que esse cronograma seja respeitado, desenvolvemos com a Eletrobras o programa de aceleração do caminho crítico do empreendimento, com a possibilidade de a Eletrobras fazer investimentos no curto prazo.

Seguindo o cronograma de investimentos no PDGN da Eletrobras os investimentos começariam no segundo semestre deste ano até 2023, quando entrariam os parceiros nacionais ou internacionais. Mas ele foi elaborado antes da covid-19. Agora, o próprio PDGN da Eletrobras se encontra em análise.

Por conta da pandemia dacovid-19…

Um impacto importante da pandemia é a redução do consumo. Há uma violenta redução do consumo de energia hoje na ordem de 15% a 20%. Se espera que com a saída da pandemia esse consumo volte. Mas o retorno à condição que se tinha no primeiro trimestre de 2020 vai depender de muitas varáveis ainda.

Certamente esses cenários de retomada já correspondem a um  atraso na expectativa de crescimento da demanda. Mas o impacto que isso terá na demanda efetiva ainda é um tema em estudo hoje até pela própria EPE.

Eis a minha opinião pessoal: o Plano Decenal de Energia 2029 considera a entrada de Angra 3 em operação em 2026. O impacto que possa vir a ter a pandemia levaria essa necessidade para 2027, mas não vejo que leve para tempos mais pra frente do que isso.

[sc name=”adrotate” ]

Há possibilidade de a União assumir custos passados e considerar apenas os investimentos futuros no custo final da energia de Angra 3? É uma boa opção?

Qualquer equação financeira de Angra 3 não considera aportes do Tesouro Nacional.

Mas a obra não pode deixar de ser prioritária para a Eletrobras dada a crise atual?

As contas da Eletrobras são consideradas nessa projeção de investimentos. Deve haver alteração na geração de receita, mas isso será ajustado. Não vejo nada radical a ponto de se abandonar um projeto desse porte.

O portfólio de grandes empreendimentos no Brasil é pequeno. Os projetos de Angra 3 ou da hidrelétrica de Tapajós não se comparam com conjuntos de parques eólicos. Eles cumprem papel diferente no setor. Restam poucos projetos de grande porte que se pode realizar.

Angra 3 então segue sendo atraente para investidores?

Angra 3 é um projeto de baixo risco. Já está bastante avançada, com processo de licenciamento bem encaminhado, se tem uma razoável certeza de que o desempenho de Angra 3 será, no mínimo, equivalente ao desempenho de Angra 2, que é excelente, com fator de capacidade de 90% há anos. Não tem porque ser diferente.

O segundo aspecto é que é um ativo que gerará energia por, no mínimo, 60 anos de vida útil. É o tipo do ativo de grande interesse para investidores de longo prazo que necessitam de receitas por longo período, o que é o caso, tipicamente, de fundos de pensão.

Tendo uma estrutura financeira e retomando obra, a percepção de risco desses potenciais investidores vai ser reduzida e vão surgir agentes interessados, mesmo que invistam já no período de operação.

O atual patamar de câmbio não atrapalha o projeto?

Essa é segunda maior incerteza no projeto. A primeira é a demanda futura. Em visão simplista, o investimento, o custo para completar a obra [R$ 14,5 bilhões] é composto por 35% de investimento em moeda estrangeira, notadamente o euro, e 65% em moeda nacional. Supondo que os preços relativos da moeda nacional não mudem, o que não é verdade, essa variação de câmbio impacta naqueles 35% do investimento.

Em construção desde a década de 1980, usina nuclear de Angra 3, no Rio de Janeiro, tem uma demanda adicional por investimento estimada em R$ 14,5 bilhões para entrar em operação em 2026

Focando no futuro da energia, vê uma tendência de crescimento de participação da fonte nuclear?

Há uma incerteza ligada à tendência da descarbonização da economia. No pós-covid isso se manterá? Ou será reduzido? A pandemia tem uma forte influência no mercado de combustíveis fósseis. Aparentemente há tendência de recuperação de preços, mas para que patamares?  No momento atual há forte desincentivo à descarbonização,  mas antes da covid-19 se previa uma outra velocidade para esse processo.

Em qualquer velocidade isso implica num crescimento significativo das energias renováveis variadas. Mas para garantir essa descarbonização, os países vão continuar dependendo da energia de base. E para isso a gente só tem duas opções: a nuclear ou a hidrelétrica.

Qual caminho o Brasil deve seguir?

Hoje vemos que o potencial de expansão hidrelétrica não é grande no Brasil. É difícil imaginar um cenário de descarbonização mais radical sem que haja uma presença maior de geração de energia de base. Então existe espaço para a energia nuclear.

A gente discute muito sobre transição energética, mas houve, décadas atrás, o choque do petróleo, que foi um movimento de transição energética muito significativo. A geração elétrica por óleo ficou inviável a partir dali e fez crescer a indústria do carvão.

No contexto pós-covid o carvão tende a perder sua supremacia. Ele hoje já está abaixo de 50%. Se a covid-19 vai eliminar uma fonte de geração, ela contribui para ser o carvão.

[sc name=”adrotate” ]

Em países como os EUA, a aposta de maior participação da energia nuclear é baseada em projetos de pequenas usinas servindo como uma espécie de sistema de backup para fontes renováveis. Podemos seguir esse caminho?

O sistema elétrico não é simplesmente um balanço de energia. Um sistema composto apenas por energia renováveis variáveis é claramente inviável. Para ter um grande sistema em equilíbrio é preciso ter energia de base, controle de frequência, controle de reativo do sistema e as renováveis variáveis não proporcionam isso. As pessoas têm uma atração enorme pelas panaceias, por soluções mágicas.

Quando a gente fala em reatores menores, temos que distinguir duas maneiras de usá-los. A primeira, e que não é a mais importante, é ele estar em local remoto, para atender uma área restrita e uma determinada população. Esse seria o caso do estado de Roraima, por exemplo. A solução de um pequeno reator seria excelente nesse caso. Mas usar reatores desse tipo não faz sentido para um sistema interligado como o brasileiro.

Quanto maior o grau de integração menos sentido faz um pequeno reator operando nessa rede. Mas há uma outra maneira que eu acho que é o grande futuro [da energia nuclear] que são vários pequenos reatores instalados na mesma região. Esse talvez seja um caminho interessante e mais promissor: pequenos reatores operando em clusters.

Temos aqui em Angra 3 com capacidade de 1,4 mil MW. Poderíamos ter quatro reatores de 350 MW. Qual a vantagem? A primeira é que você constrói mais rapidamente e o primeiro começa a gerar receita antes, enquanto se investe nos outros três.

Além disso, quando se paralisa um reator para a troca de combustível é outra vantagem. Há vários ganhos operacionais na fase de construção e operação que são o que desafiam as grandes unidades.

Esse modelo pode ser a oposta no Brasil em substituição ao projeto de construir mais 6 grandes nucleares até 2050?

Essa é a experiência em teste nos EUA,  que explicitamente quer reconquistar a liderança no setor. Creio que vai emplacar, mas demora ainda alguns anos para ter o protótipo em operação e demonstrar que os ganhos realmente acontecem.

Por aqui, vai depender muito do tempo que levaremos para colocar no chão as usinas que virão depois de Angra 3. Se for com curto prazo, talvez não se opte por usinas de 1 mil megawatts cada. Em horizonte de 3 a 4 anos dificilmente seria feita essa substituição. Mas a partir de um horizonte mais longo, de 5 a 6 anos, já é viável.

E também abre-se a possibilidade de mercados de nicho, como Roraima ou até o Acre. Havendo maior demanda [de energia] na região Amazônica, essa pode ser a opção.

Há quem diga que a instalação de usinas nucleares no Nordeste vai pressionar ainda mais a oferta de água na região, onde a demanda urbana já disputa com a demanda rural.

Nos termos de gestão de recursos hídricos a energia nuclear teria uma contribuição importante. Ela pode compensar regimes hídricos desfavoráveis. Mais do que isso, não falta água no Nordeste. Há os lençóis de água salobra que hoje são impróprios para o consumo humano. Tendo maior disponibilidade de energia, você pode promover a dessalinização.

Os projetos de usinas nucleares depois de Angra 3 ficariam concentrados no Nordeste?

A gente fala muito no Nordeste, mas o Plano Nacional de Energia 2030 previa a expansão no Nordeste e no Sudeste. O tema no Nordeste voltou à pauta porque em Pernambuco abraçaram a ideia.

Mas se tiver que priorizar, eu arriscaria dizer que o Sudeste teria prioridade. Mas no Nordeste há uma parcela das forças políticas que veem a energia nuclear como uma alavanca para o desenvolvimento econômico.

[sc name=”newsletter” ]

[sc name=”adsemlimites” ]