Fake Crisis dos Focos de Incêndio na Amazônia

A Falsa Crise dos Focos de Incêndio na Amazônia

Depois da Crise de Desmatamento que teve origem em uma interpretação equivocada de um indicador mensal, parece que estamos agora assistindo uma falsa crise de focos de incêndio florestal na Amazônia.

Apontamos no “post” anterior que realmente existe uma retomada da área desmatada que, no entanto, não é de agora, começou em 2015. Quase nada a ver com o aumento de quase 100% do alarme de desmatamento em junho.

Já a crise dos focos de incêndio, não há sinal dela até esse 31 de agosto de 2019. Para desmentir essa crise não é necessário recorrer a Angela Merkel e seus satélites europeus. O INPE apresenta em seu site um belo aplicativo sobre queimadas no Brasil e no mundo.

http://queimadas.dgi.inpe.br/queimadas/portal-static/estatisticas_estados/

O site mostra, praticamente em tempo real, dia a dia, o mapa de todos os focos de incêndio, escolhendo o satélite com melhor cobertura para a área. O software usado permite a classificação de cada foco e, com dois dias de atraso, oferece a localização das nuvens. É um mapa interativo que possibilita obter a localização de cada tipo de foco de incêndio.

O INPE  faz parte de uma rede que inclui vários satélites que se revezam na medida dos pontos de incêndio cuja localização automática é logicamente fácil. 

Apresenta tabela com as estatísticas mês a mês desde 1989.. Também é possível comparar a situação do Brasil com a de outros países e regiões. Possibilita ainda traçar a curva sazonal dos incêndios e a de máximos e mínimos. A Figura 1, extraída do site do INPE, mostra a situação  para a Amazônia Legal comparando o ano atual com as médias, mínimas e máximas dos anos anteriores.

Figura 1: Focos de Incêndio de 2019 comparado com os valores mensais médios, máximos e mínimos Fonte site INPE

Pode-se observar que os valores até agosto de focos de incêndio estão dentro da normalidade sazonal. Essa comparação é mais fácil nos valores mensais acumulados mostrados na Figura 2.

Figura 2: Focos de incêndio, valores acumulados de 2019 comparados com as médias históricas dos meses, Fonte: INPE

Até 31 de agosto de 2019 o total acumulado era de 63.109 e o médio histórico 56.748, ou seja, o de 2019 está cerca de 11% maior que do ano médio. Isto está dentro da dispersão normal esperada.  

A Figura 3 mostra os valores anuais de focos de incêndio detectados para cada ano. Para 2019 indicou-se também o valor esperado para 2019, se o restante do ano for normal. É um valor 5% acima da média.

Figura 3: Focos de incêndio por ano, com valor extrapolado para final de 2019

Ou seja, definitivamente os incêndios florestais de 2019 estão dentro da normalidade. A crise é falsa. Pelo menos, até agora. Isto é que se pode deduzir dos resultados até o final do mês de agosto, devendo-se prestar a atenção no mês de setembro, usualmente o pico anual em focos de incêndio.

Os que desejam criar um alarme, perderam uma bela oportunidade com um fundo de realidade: o mês de março de 2019 apresentou recorde histórico de focos de incêndio para o mês. Os meses seguintes trouxeram o total acumulado no ano para a média dos 20 anos que se dispõe da medida.

Ainda no assunto de comparações pontuais, se o aumento de focos for tomado em relação ao ano passado (2018) pode-se estar cometendo um engano metodológico. O gráfico mostra que 2018 está muito abaixo da média. Por exemplo, se confirmado valor para 2019 (próximo ao médio histórico), o valor deste ano será 73% maior que o do ano passado que, justamente por estar muito abaixo da média, não deve ser tomado como referência. 

Sem um critério de análise objetivo, a interpretação das estatísticas passa por subjetivismos, muitas vezes apaixonados. Por essa razão, é necessária uma intermediação técnica, como a frequentemente usada na divulgação de notícias econômico-financeiras, para dar a conhecer as notícias ambientais.

Focos de Incêndio X Desmatamento

O desmatamento pode, eventualmente, resultar de uma tragédia ambiental, causada por incêndios acidentais ou não, facilitada por condições excepcionais para sua propagação. Para estes casos, resta o esforço de debelar os focos perigosos, as vezes sem êxito, conforme acompanhamos na cobertura mundial desses eventos nos países centrais. O desmatamento que mais preocupa é o que resulta da ação deliberada. Esse tipo de ação é a que persiste e se estende nos anos seguintes porque traz retorno econômico para seus autores.

As ações para se contrapor a um tipo ou outro de desmatamento são de diferente natureza, embora ambas se aproveitem dos alertas aos focos de incêndio. A partir de 1998, existem as duas estatísticas, de focos de incêndio e do desmatamento, e a comparação entre elas fornece informações úteis. Na Figura 4 está indicada a evolução dos dos tipos de evento a partir de 1998.

Figura 4: Desmatamento anual e focos de incêndio na Amazônia Legal Fonte: site do INPE; os valores para 2019 são projetados.

A menos do período em torno do pico de desmatamento de 2004, não há uma correlação muito visível entre as duas variáveis. Chama a atenção o ano de 2018 cujo índice de focos de incêndio está 40% abaixo da do ano anterior e da média histórica e que, no entanto, registrou aumento do desmatamento. A maioria das comparações feitas na imprensa é com o ano de 2018, visivelmente um ano atípico que não serve de referência.  

A tentativa de estabelecer alguma correlação entre o número de focos de incêndio durante o ano com o desmatamento estimado para o mesmo ano mostra uma correlação muito fraca (R2 pouco menor que 0,2).

Ou seja, nem o índice de focos incêndio de 2019 está fora do normal histórico, nem ele é um indicativo válido para monitorar o desmatamento. O importante na avaliação de desmatamento são os indicadores específicos de desmatamentos divulgados pelo INPE que já acumulou uma bagagem experimental de testes no terreno que outras fontes não têm para o Brasil e cuja seriedade é a melhor defesa do País contra os mal informados e mal intencionados. 

Carlos Feu Alvim

Desflorestamento da Amazônia

Desmatamento da Amazônia ao longo do tempo

Matéria em discussão:                

NOVA ONDA DE DESFLORESTAMENTO NA AMAZÔNIA 
O QUE DIZEM OS DADOS OBJETIVOS

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
(autoria provisória dessa edição preliminar)

Resumo

Em 2012 e 2017, em artigos sob a coordenação de José Israel Vargas, apresentamos a análise e revisão da evolução dos dados de desflorestamento anuais na Amazônia, usando uma modelagem logística de Volterra. A conclusão da primeira análise na E&E 86 é que o desflorestamento caiu, entre 2004 e 2012 , mais do que o previsto pela expectativa histórica. Já na revisão  na E&E 95, constatou-se que, quase simultaneamente com a Conferência do Clima de Paris (COP 21 em 2015), iniciava-se uma aparente retomada do desflorestamento da Amazônia, levantando inquietudes sobre o comportamento futuro. Nas duas ocasiões anteriores, foi feita uma projeção da trajetória de desmatamento esperada dentro do modelo adotado. Nesta revisita, a extrapolação anterior é mantida e comparada com os novos dados disponíveis. Foi confirmada a retomada do desflorestamento da Amazônia em um nível que ainda pode ser considerado como uma oscilação na tendência de queda, mas que pode evoluir para um pulso de desmatamento como já aconteceu anteriormente. A intenção deste trabalho é contribuir com a racionalidade dos dados para uma discussão que está tomando rumo considerado destrutivo para as legítimas aspirações e interesses do Brasil e do próprio Planeta.

Palavras Chave:

Amazônia, desmatamento, desflorestamento, modelagem logística, análise quantitativa.

____________

1       Introdução

O desflorestamento[1]  da Amazônia no Brasil foi objeto de análise nesta revista, sob a coordenação de J. I. Vargas, na E&E 86 (Vargas , et al., 2012)  e revista na E&E 95 (Vargas, et al., 2017). Nelas foi feita a avaliação da evolução desse desflorestamento com auxílio de uma modelagem matemática simples, desenvolvida por Volterra para tratar a ocupação de um nicho ambiental por um organismo vivo.

Essa abordagem tem sido aplicada com êxito por C. Marchetti e J. I. Vargas em diversos fenômenos complexos envolvendo variáveis econômicas e sociais. Os detalhes sobre a metodologia estão amplamente descritos nos dois trabalhos anteriores.

Na primeira avaliação (setembro de 2012), os dados cumulativos representados em um gráfico mostravam uma curva ao longo do tempo em “S”, indicativa de tendência de estacionamento da área desmatada. Na segunda avaliação (junho de 2017), foi confirmada a tendência de contenção do desmatamento e constatada frenagem nesse processo mais rápida que a esperada. Essa queda no desmatamento, entre 2004 e 2012, teria resultado do reconhecimento da importância política do problema. Isso se refletiu nos compromissos internacionais assumidos pelo Brasil, reforçado na Conferência do Clima de Paris.

Na ocasião da segunda avaliação, os resultados dos anos anteriores já indicavam uma retomada do desmatamento e o artigo se encerrava com a questão: Uma nova onda de desflorestamento?

Agora, em 2019, uma grande polêmica sobre o assunto se instalou e nos estimulou a voltar a tratar do tema. A polêmica se estabeleceu baseada na divulgação de dados de alerta mensais que, isoladamente, são inadequados para avaliar tendências de desmatamento. É bom realçar que o gráfico de desmatamento anual já apresentara outros picos e vales no processo que causaram alarme na época, mas não reverteram a tendência de longo prazo que era a redução do desmatamento anual[2].

Para entender a base da polêmica criada, cabe esclarecer que os dados divulgados mensalmente pelo Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE são de natureza diferente dos dados anuais. O dado mensal é um alerta de desmatamento baseado em imagens por satélite que assinalam áreas com indícios de desmatamento. O dado anual é de acréscimo da área desmatada e reflete dados extraídos de imagens de satélite, verificados estatisticamente no campo para evitar problemas de má interpretação.

 Deve-se realçar que a experiência acumulada no processo de análise e verificação no local vai tornando essa análise preliminar cada vez mais confiável. Existe outro aspecto a ser considerado nos dados mensais, que é a cobertura de nuvens que prejudica a coleta de dados em alguns meses. Isso pode fazer com que os resultados de um mês acumulem variações que não puderam ser computadas no mês ou meses anteriores, onde predominava a escassa visibilidade.

 Ao final do artigo anterior (E&E 95, abril-junho 2017) havia um chamado à atenção para os sinais de retomada do desmatamento amazônico. O destaque a seguir transcreve nossa advertência:

“Este comportamento deve ser monitorado para prevenir eventuais pressões que deslocariam o equilíbrio alcançado e poderiam desencadear um novo ciclo de desmatamento semelhante ao ocorrido nas últimas décadas que teve seu auge em torno da virada do século.

 Esta atenção é necessária já que, os resultados para os dois últimos anos (2015 e 2016) mostram aumentos de áreas desflorestadas nesses anos na Amazônia Brasileira. Recentemente, foram propostas medidas de afrouxamento das restrições ao desmatamento, como a da MP, aprovada pelo Senado em 25 de maio de 2017 e vetada pelo Presidente Temer, que alterava os limites da Floresta Nacional do Jamanxim. Isso pode sinalizar uma tendência de negligenciar restrições ao desmatamento e comprometer as metas voluntárias apresentadas pelo Brasil em Paris, dando início a um novo ciclo de desflorestamento na Amazônia.”

J. I. Vargas, R. Grandsire e C. Feu Alvim em E&E 95

 Esta nota mostra que esta tendência de aumento de desmatamento está confirmada, mas ainda pode ser considerada como uma oscilação dentro da tendência de longo prazo.

2        Os Polêmicos Resultados de 2019

Os últimos resultados apresentados pelo INPE de alertas de desmatamento mostravam um aumento de quase 100% na área atingida, como indicado na Figura 1. Esse aumento surge da comparação dos dados de junho de 2019 com junho de 2018.

Um comentário apressado do Presidente da República a uma pergunta de jornalista desencadeou uma série de discussões que atingiram escala internacional nas quais os dados históricos foram quase esquecidos.

Figura 1: Comparativo do alerta de desmatamento do mês de junho com o mesmo mês de anos anteriores na publicação do site do INPE[3]

Na mesma forma de apresentação da Figura 1, o INPE colocou em seu site gráficos similares, abrangendo mais meses, os quais também indicavam o crescimento do desmatamento, mas em uma intensidade muito menor. No ambiente de “discussão de bar” que tomou o País e o Mundo essas “tecnicalidades” foram também desprezadas.

O INPE fornece ainda “alertas de desmatamento + degradação” que inclui áreas onde há indicações de redução da densidade florestal. Essa área correspondente a “alertas de desmatamento + degradação” atingiu, no mês de junho, 2072 km2. Esse dado também aparece na discussão na mídia, confundido com o de desmatamento.

É um erro relativamente comum confundir áreas para as quais são emitidos alertas de desmatamento com a área de desmatamento propriamente dita. Só a verificação local, realizada com critérios estatísticos adequados, permite avaliar a área de desmatamento. Esse é o dado que interessa do ponto de vista de danos à natureza. Esse procedimento que alia os dados de satélite a verificações no local, com auxílio de outras entidades como Embrapa e Ibama, é que torna os dados brasileiros particularmente confiáveis. Dados como o espectro de luz emitido ajudam a aperfeiçoar o processo.

A razão pela qual são divulgados os alertas é que eles constituem um instrumento muito útil na prevenção, mitigação e repressão do desmatamento. Eles são muitas vezes capazes de indicar áreas onde a ação predadora do homem deva ser reprimida e áreas onde o período de seca favorece o início da combustão e sua propagação.

A inclusão dos alertas de degradação aperfeiçoou a capacidade de detecção da extração prévia de madeira de lei ou de outras ações lesivas à floresta como, por exemplo, seria a aplicação de produtos químicos que facilitam o desmate. Ambos os alertas aparecem na imprensa confundidos com desmatamento. Também ambos estão sujeitos a incertezas, mas os de degradação são mais sutis e, em consequência, mais sujeitos a erros.

No site do INPE, são mostrados os gráficos, para quatro anos, dos alertas de desmatamento não só para o mês de junho (Figura 1), como para o trimestre (abril a junho) e os ocorridos após o início da estação de queimadas (mês de agosto do ano anterior até junho do ano corrente). Os dados estão mostrados na Tabela 1.

Tabela 1: Alertas de Desmatamento do INPE, por Períodos, em km2 , de 2016 até junho de 2019

 

Desmatamento

Alertas de Desmatamento

 

ANUAL

JUNHO[4].

ABR-JUN

AGO-JUN

2016

7393

969

1800

     4639

2017

6947

610

1099

     4182

2018

7536

480

1528

     3976

2019

 

920

1907

     4575

 
       

Fonte: site do INPE visitado em agosto de 2019

O aumento de 2018 para 2019 que foi de 92% (quase 100%) para junho, foi de 25% para o trimestre e apenas 15% para os 11 meses de agosto a junho. Ou seja, se os alertas indicam, para todos os períodos, um aumento de desmatamento em 2019, sua dispersão indica que a magnitude do crescimento da taxa de desmatamento está longe de ser estabelecida. Além disto, ainda resta a outra metade do ano para apurar.

A Tabela 1 mostra ainda que o dado de junho de 2018 foi excepcionalmente baixo para o mês e o valor deste ano apenas o segundo mais alto nos 4 anos. Ou seja, a alta taxa de crescimento de alertas para junho deste ano (relativa a junho do ano passado), parece corresponder muito mais ao baixo valor observado no ano passado (480 km2) que ao valor alto de 2019 (920 kn2), como pode ser visto na Tabela 1[5].  

O uso dos alertas para avaliar o desmatamento parte do princípio de que “onde tem fumaça tem fogo”. Mas, ainda usando essa analogia, só a presença dos bombeiros vai indicar se realmente houve o sinistro ou se o alarme, ou o alerta, era falso. A hipótese de que os alertas possam ser usados para avaliar o efetivo desmatamento pode ser testada usando os valores da Tabela 1 para os outros anos.

Isso foi feito com auxílio da Tabela 2 que usa a taxa de crescimento nos períodos para fazer “previsões” de variação anual de desmatamento. Esses valores podem ser comparados com a variação efetivamente estimada para o ano (primeira coluna). As previsões de desmatamento anual a partir dos dados intermediários de alerta são, nesses dois anos da tentativa, decepcionantes.

Tabela 2: Variação das Taxas de Desmatamento por Período

 

Taxa
Apurada

Taxas Estimadas a partir de dados por período

 

ANUAL

JUNHO

ABR-JUN

AGO-JUN

2017

-6%

-37%

-39%

-10%

2018

8%

-21%

39%

-5%

2019

 

92%

25%

15%

Se tomados os alertas de junho como se fossem a efetiva indicação do desmatamento anual, o valor para junho de 2017 (-37%) nos levaria a comemorar uma queda de 37% no desmatamento enquanto a queda efetiva no ano foi de apenas 6% (primeira coluna). Também em 2018, tomando os dados de junho, estaríamos comemorando uma queda de 21% quando, na verdade, a apuração anual revelaria um aumento de 8% no desmatamento.

A diferença para o ano de 2019, é que todas as projeções indicam uma maior taxa de desmatamento, ao contrário do que aconteceu nos anos anteriores, onde os sinais para os diferentes períodos eram contraditórios. Isso é um forte indício de que realmente deve haver um aumento de desmatamento no ano em curso, que refletirá no índice anual, a menos que medidas drásticas sejam adotadas no restante do ano.

O valor parcial que melhor reproduz a variação anual parece ser, como é natural, o do maior período. O problema é que ele inclui dados do ano anterior. Levando isto em conta, escolhemos usar, como prévia do desmatamento em 2019, o aumento de 25% da taxa de alertas de desmatamento do trimestre. A faixa de erro estaria em cerca de +/- 30% o que dá ideia da incerteza existente nestes dados.

O ensaio aqui realizado sugere a necessidade de um trabalho sistemático, sobre os dados mensais de alarme, ao longo do ano, para buscar estimar antecipadamente o desmatamento anual. Este indicador serviria para orientar as decisões políticas. Os dados mensais de alarme permitiriam determinar a projeção do valor do ano em curso. Na apresentação dos dados, deveria ser indicada a margem de erro esperada. Isso facilitaria as interpretações e evitaria, ou pelo menos atenuaria, conclusões apressadas.

Para os dados econômicos mais críticos o IBGE adota a política de processar os dados em sigilo e divulgar, com uma antecedência de algumas horas, os resultados para a autoridade econômica correspondente. Como o cronograma é anunciado com antecedência, os técnicos dos organismos econômicos responsáveis pela área têm a capacidade de, em algumas horas, oferecer aos jornalistas a interpretação do que é divulgado. No caso, o sigilo e o curto tempo de avaliação evitam interferências políticas que possam macular os resultados. O exemplo poderia ser adotado para dados ambientais que apresentam sensibilidade semelhante.

Ou seja, pode-se ter armado “uma tempestade em copo d’água” em torno de um resultado intermediário com pouca significação prática. Paradoxalmente, esse destaque exagerado que se deu ao episódio pode servir agora para chamar a atenção para uma retomada do desmatamento, menos espetacular que a suposta no recente episódio, mas que já se mantem por quatro anos. Isso será visto no próximo item.

3       Incorporação dos dados 2017 a 2019

O trabalho anterior (E&E 95) reviu as projeções para os próximos anos. Nesta nova análise, vamos manter essa projeção. Isto é, aliás, útil para testar a confiabilidade das projeções feitas. Naquele trabalho foram considerados os dados até 2016.

Nesta revisão, foi possível atualizar o dado de 2016 e incorporar os de desmatamento de 2017, 2018 e 2019 (valor preliminar para o último ano). Os dados sobre o desmatamento da Amazônia Legal, levantados pelo INPE e pela EMBRAPA[i], são mostrados na Figura 2.

A comunidade científica nacional e internacional, têm uma atenção especial para a evolução do desflorestamento na região amazônica. Nas avaliações feitas pelo Governo, o desmatamento, chegou a ser a principal responsável pela contribuição brasileira aos gases de efeito estufa. Além de sua contribuição para o aquecimento global, estima-se que a destruição da floresta tenha influência marcante no clima do continente como um todo e, particularmente, no regime pluvial de nosso país.

No gráfico da Figura 2, constam os dados a partir de 1988. O tratamento anual do desmatamento na Amazônia vinha sendo predominantemente qualitativo, até 1989, quando se iniciou a fotointerpretação de imagens obtidas pelo satélite Landsat 5, pelo INPE. Esse trabalho contribuiu para a elaboração da Comunicação Nacional para a Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima da Comunicação do Brasil, em 1994[ii]. Segundo este relatório, a contribuição do desmatamento, ocorrido até então (470 mil km2), responderia por cerca de 50% das emissões de gases causadores do efeito estufa pelo Brasil no período.

Figura 2: Evolução do desmatamento anual da Amazônia Legal

Com os dados anuais e a estimativa do desmatamento até então, foi possível avaliar, no trabalho anterior, a evolução do desmatamento histórico acumulado na Amazônia Legal.

A Figura 3 mostra a evolução do desmatamento acumulado e o ajuste realizado para a descrição da trajetória provável ao longo do tempo. O desmatamento evoluiria para atingir uma área total de 891 mil km2 da Amazônia Legal. Esse valor máximo (nicho) é um dos parâmetros principais a ser ajustado. O outro parâmetro (delta) relaciona-se com o tempo entre atingir 10% de desmatamento e 90%, estimado em 47 anos. Ambos os fatores são indicados na Figura 3. O eixo da esquerda representa a fração F do nicho ocupado e no eixo à direita está o valor do desmatamento acumulado.

A metodologia de estabelecer a curva de tendência é simplesmente aplicar aos dados disponíveis o melhor ajuste para o tipo de função matemática utilizada (logística).  

Figura 3: Desmatamento acumulado na Amazônia Legal e ajuste baseado em uma curva logística, mostrando a tendência de se limitar a expansão do desmatamento.

Pelo ajuste, o total desmatado da região amazônica até 2018 é de 796 mil km2, correspondentes a 19,4% da área total da Amazônia (estimada em 4,109 milhões de km2) [iii]. A previsão da área final desmatada corresponde a 22% da área da Amazônia.

Dentro dessa perspectiva de médio prazo os dados sobre o desflorestamento mostram uma evolução relativamente positiva já que haveria uma preservação de quase 80% de uma floresta nativa o que é excepcional em termos mundiais. Já a ação predatória sobre a biodiversidade ainda permanece largamente ignorada. Isto se deve não só à enorme variedade e complexidade desse bioma, mas também aos ainda limitados esforços científicos realizados para elucidá-la.

Pode-se observar que os dados reais apresentam uma oscilação em torno do ajuste e estaríamos passando de um período em que a evolução real estava abaixo da tendência para uma onde haveria uma fase um pouco acima da previsão.

O fenômeno dessas oscilações em torno da média já foi muito bem explorado por C. Marchetti e J. I. Vargas conforme comentado no artigo anterior.

Essas oscilações ficam mais visíveis quando comparadas com na representação de Fisher Pry mostrada na Figura 4. No caso, o ajuste foi automaticamente refeito quando foram introduzidos os dados dos últimos anos. O ajuste obtido é, no entanto, muito próximo do anterior. A Figura 4 ilustra também a metodologia usada para o ajuste e projeção.

Figura 4: Representação Fisher-Pry da função logística do desmatamento da Floresta Amazônica (1977 – 2018).

A curva mostrada nas Figuras 3 e 4 corresponde aos dados acumulados de desmatamento, ou seja, à integral dos dados de acréscimos anuais de desmatamento mostrados na Figura 2, acrescida de uma estimativa do valor até a data inicial. A curva das variações, dita diferencial, é mostrada na Figura 5, juntamente com o ajuste usado no artigo anterior (dados até 2016).

A tendência observada na Figura 3 parece coerente com uma estabilização na área coberta pela Floresta Amazônica dentro do prometido pelas autoridades brasileiras na Conferência de Paris. Apenas o tempo de estabilização é um pouco maior. Uma melhor ideia do que significa esse ajuste, em termos de desflorestamento, surge da Figura 5 que representa os valores anuais e o ajuste[6].

Figura 5: Comparação do desflorestamento anual verificado com o ajuste logístico

A Figura 5 mostra o comportamento da tendência da taxa de desmatamento. Ela permite distinguir variações ocorridas, muito sujeitas a circunstâncias econômicas e políticas, sobrepostas a uma tendência de longo prazo que passou por um máximo em 1992 e tenderia a zero menos drasticamente do que se poderia desejar, mas mais coerente com o processo normal de evolução de fenômenos sociais complexos.

Vale a pena analisar os picos e vales do processo e suas circunstâncias: O ano de 1991 é o segundo do Governo Collor que apresentou forte recessão no primeiro ano e foi precedido por grave crise econômica e financeira. Os dados da Figura 5, não mostram o possível pico no desmatamento. O ano de 1995, pico de desmatamento, foi o primeiro ano do Governo FHC e o ano 2004 o segundo do Governo Lula tendo sido precedido por profunda crise financeira na transição de governos. Estamos assistindo, não há mais dúvida agora, a uma retomada do desmatamento que já vem do governo anterior e estamos ainda imersos em uma profunda crise econômica; o início do desmatamento coincide praticamente com o da crise. Tentativas de associar atividade econômica e desmatamento da Amazônia também foram feitas como parte de nossas análises anteriores, com êxito limitado.

4       Enfrentando a Crise

Mesmo tendo sido provavelmente provocada pelo uso equivocado do indicador, houve uma escalada de declarações internas e externas que já configuram a Crise.

A atual retomada do desmatamento iniciou-se em 2015 e tem aparente seguimento em 2019. Até agora, os dados existentes deixam dúvida se assistimos uma simples retomada da trajetória natural indicada neste trabalho pela curva “de ajuste” ou se tratar de um novo ciclo de desmatamento aproveitando o vácuo de poder que ocorre frequentemente em mudanças de governo ou mesmo a expectativa de afrouxamento da política de contenção do desflorestamento.

O alarme atual em torno do tema não se deve a uma indicação clara fornecida pelos índices, mas a uma interpretação precipitada da comparação de um mês de junho com índice anormalmente baixo de 2018 com um possível índice alto do mesmo mês em 2019. As amostragens de outros períodos não confirmam a possibilidade de ser real um crescimento de quase 100% no desmatamento anual como aventado.

A situação criada tem motivações políticas no Brasil e no exterior, agravadas por erros de comunicação do Governo. Com efeito, existe, do lado do Governo Federal, um discurso que pode ser interpretado como de perda de importância da atitude ambiental considerada “politicamente correta”. Do outro lado, existe a legítima preocupação, interna e externa, com a preservação da natureza e uma somatória de interesses políticos da oposição de contrariar o governo, além de interesses externos de disseminar a incapacidade do Brasil de controlar a proteção da Amazônia.

Os dados ambientais necessários à defesa da posição brasileira existem, mas foram colocados em dúvida pelas discussões dentro do próprio Governo. Esse desentrosamento também dificulta a tomada de medidas efetivas de repressão ao desmatamento, já complexas pela falta de recursos para a verificação nos locais indicados pelo sistema e a própria contenção dos incêndios.

Os dados históricos disponíveis a respeito do desmatamento ao longo de três décadas mostram um comportamento que é típico de situações em que o equilíbrio se estabelece por um jogo de forças e interesses. A tendência de longo prazo ao longo de 30 anos é a de êxito na contenção do desmatamento amazônico como assinala o ajuste mostrado na Figura 5 e anteriores,

Sempre existe o perigo real de que um descuido institucional na defesa das florestas possa vir a causar uma grave perda da cobertura florestal como nos episódios de 1995 e 2004, ambos em início de governo.

Por outro lado, os compromissos brasileiros na Conferência de Paris que prometem, para o final de 2030, zerar a contribuição florestal à emissão de CO2 podem não ser realizáveis.

Pode-se perceber na Figura 5 que a tendência projetada não prevê o desmatamento zero para a Amazônia. Medidas de recomposição de florestas na própria Amazônia e em outros biomas poderiam compensar as emissões e possibilitar o alcance das metas. Isso quase certamente não acontecerá em um quadro de recessão econômica e em uma atividade onde a reposição, mesmo na presença de recursos é lenta. Não interessa também a ninguém que as metas globais de emissão no Brasil se cumpram a custa da recessão prolongada que compense as prováveis emissões florestais.

Na mesma revista em que foi feita a análise do desflorestamento (E&E 95), também foram apontadas as previsíveis dificuldades do cumprimento das metas estabelecidas, sobretudo se forem criadas condições de uma nova expansão da economia que é absolutamente vital para o bem-estar e a paz social da Nação. Vale repetir as conclusões do artigo “As Metas brasileiras de emissões de Gases de Efeito Estufa e a Contribuição Nacionalmente Determinada – CND do Brasil”:

“A intensidade de emissões (relativas ao PIB) no Brasil já se encontra em um patamar muito baixo em razão da presença dos renováveis. Manter os atuais coeficientes já é um desafio para muitos setores. Não parece racional a passividade nos setores produtivos na aceitação da redução de emissões adicionais em alguns destes itens. Talvez muitos acreditam que recursos externos ou do próprio governo resolverão os problemas: isto é certamente uma ilusão.

As metas que se transformaram em compromisso, são ambiciosas como solicitadas aos países (pela ONU). As metas Emissões/PIB setoriais podem se revelar incompatíveis com o crescimento. A recente tentativa de modificação da legislação sobre o uso da terra na Amazônia é talvez a primeira reação organizada de setores econômicos contra medidas associadas às emissões de GEE. Seria melhor para o conceito do País que as metas merecessem uma discussão mais profunda antes de serem assumidas.”

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra na E&E 95

Infelizmente, isso não ocorreu. A atitude das forças produtivas brasileiras foi a “alegre aceitação” sem contestação dos compromissos assumidos. Deve-se reconhecer que as metas foram fixadas sem o necessário diálogo com os setores interessados. Isso aconteceu não obstante as tentativas do Ministério de Meio Ambiente de propiciar os foros de discussão que esbarraram na incapacidade de diálogo fundamentado, devido ao escasso tempo disponível e da falta da preparação técnica que possibilitasse uma discussão fundamentada com os setores produtivos.  

Para atenuar as possíveis preocupações, alegou-se que estavam sendo fixadas apenas intenções de contribuição voluntária e não compromissos. A realidade está demonstrando que mesmo compromissos voluntários assumidos pelo País acabam se tornando obrigações passíveis muitas vezes de justificar retaliações.

Outro fator a considerar é que mesmo sendo mantidos os compromissos, são esperadas oscilações em torno da trajetória para alcançar as metas estabelecidas. Em um sistema de equilíbrio dinâmico de forças socioeconômicas, nem sempre é possível atingir as metas. Isto deve ser encarado de forma natural e a apuração constante dos progressos alcançados e as justificativas do que está acontecendo auxiliam a alcançar este equilíbrio. Outros países deverão rever suas metas e isto pode ser feito em um clima de concertação.

5       Conclusão

A situação presente encerra ameaças ao conceito do País e pode acarretar danos à Soberania Nacional e deverá ser enfrentada com a seriedade implícita na ameaça existente e preferentemente com recursos próprios. A entrada desordenada de equipes de “salvamento” da Amazônia pode produzir danos importantes à visão de nossa capacidade de lidar com o problema. A eventual ajuda externa é bem vinda, desde que sob o controle nacional.

Deve-se reconhecer que o Governo parece ter compreendido a gravidade da situação, embora ela tenha sido ativada com o que nos parece um falso gatilho. Isso motivou um pronunciamento presidencial e reuniões de coordenação no mais alto nível governamental.

É muito importante que seja mantida a credibilidade de nossas instituições encarregadas da apuração e verificação dos compromissos assumidos e dos mecanismos, técnicos ou de força que tem o Estado para corrigir os eventuais desvios. Do contrário, seria propiciar aos críticos externos novos motivos de alimentar suspeições e fortalecer sua cobiça. Nossos órgãos ambientais competentes e independentes fazem parte da primeira linha de nossa defesa. Essa consciência deve existir tanto nesses órgãos como nas demais autoridades do Governo e, sobretudo, na sociedade nacional.

6      Bibliografia

Vargas , J. I. e Gorgozinho, P. M. 2012. Modelagem Matemática Simples do Desmatamento da Amazônia. Economia e Energia E&E. [Online] Setembro de 2012. http://eee.org.br/wp-content/uploads/2017/02/eee86p.pdf.

Vargas, J. I., Grandsire, R. e Alvim, C Feu. 2017. Acompanhamento da evolução do eesflorestamento da Amazônia usando modelagem matemática simples. Economia Energia – E&E 95. [Online] setembro de 2017. http://ecen.com.br/wp-content/uploads/2017/06/eee95p.pdf.

[i] PRODES/IMPE-EMBRAPA Taxas anuais do desmatamento – 1988 até 2016: Taxa de desmatamento anual (km2/ano) em http://www.obt.inpe.br/prodes/prodes_1988_2016n.htm

[ii] Governo Brasileiro: Comunicação Nacional para a Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima, Brasilia, 1994. em

http://sirene.mcti.gov.br/documents/1686653/1706391/205854.pdf/5eadb8ca-f316-49ec-9dd1-7ba80754b20d

[iii] Marta Salomon e Tânia Monteiro, Maior parte de área desmatada da Amazônia virou pasto, Estado de São Paulo, 03/09/2011 citando relatório Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (Inpe) e pela Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária (Embrapa) apresentado ontem ao Palácio do Planalto no dia anterior.

http://www.estadao.com.br/noticias/geral,maior-parte-de-area-desmatada-da-amazonia-virou-pasto-mostra-estudo-imp-,767823

_________________

Notas

[1] O termo desflorestamento é mais apropriado para o que se quer  medir na Amazônia, por força de uso, o termo desmatamento, correntemente usado no mesmo sentido, será muitas vezes usado neste trabalho em substituição ao desflorestamento.

[2] Os dados recentes aqui analisados parecem, no entanto, não se enquadrar inteiramente como oscilações de curta duração, como as anteriormente observadas, e devem ser acompanhados com atenção.

[3] http://www.obt.inpe.br/OBT/noticias/alertas-do-deter-na-amazonia-em-junho-somam-2-072-03-km2

[4] Dados referentes ao mês de junho estimados a partir da Figura 1.

[5] Essa dificuldade reforça o problema de se tomar um mês isolado para avaliar a variação de desmatamento. O INPE costuma advertir em todos os seus boletins de desmatamento para um problema adicional que é a forte influência das condições de visibilidade sobre o valor da avaliação mensal.

[6] Corresponde á Figura 2 com a curva de ajuste.

Relógio de Sol

imagem do relógio de sol construído

Relógio de Sol

Os relógios de sol estão na origem do desejo humano de captar a trajetória do Astro Rei que governava o tempo, o clima e as colheitas. Gregos, romanos, árabes, astecas, maias, chineses, saxões e até nossos índios tinham formas de registrar seus movimentos.

Figura 1: Posição do eixo da Terra relativa à elíptica da Terra (raios de sol perpendiculares à imagem)
Ilustração: BlueRingMedia / Shutterstock.com

A possibilidade de usar o Sol como relógio vem da inclinação do eixo de rotação da Terra relativo ao plano de nossa elipse em torno do Sol. Uma boa ilustração e explicação V. encontra no site infoescola.

https://www.infoescola.com/astronomia/inclinacao-axial-da-terra/

A inclinação axial da Terra é o ângulo formado entre o eixo de rotação e a linha perpendicular ao plano orbital. A inclinação do eixo da Terra atual é de 23°26’21” (vale a pena tentar saber a razão de se falar em “atual”).

O segredo de qualquer relógio de sol é conseguir um ponteiro que fique paralelo ao eixo de rotação da Terra.

Esse eixo imaginário “perfura” a Terra aproximadamente  nos locais onde se localizam os polos magnéticos da Terra ( V. pode investigar porque “aproximadamente”). Por essa razão, para conseguirmos que nosso ponteiro esteja paralelo ao eixo da Terra temos que apontá-lo na direção Norte Sul e incliná-lo em relação à horizontal correspondente à nossa latitude em relação ao Equador.

No meu caso, estou em BSB e meu celular indica, com auxílio do seu GPS, que estou situado nas coordenadas 15°48’48”S, ou seja, estou aproximadamente 16° abaixo do Equador. A outra coordenada, 47°48’27”O (Oeste), também é importante para nosso relógio de sol.

Para fazer meu relógio de sol aqui em Brasília, tenho que praticamente apontar meu “ponteiro” para o norte e incliná-lo em 16°. O relógio mais simples que artesanalmente podemos fazer é um bastão enfiado no centro de um disco e apontá-lo para o Norte como indicado na Figura 2.

Figura 2: Esquema do mais simples relógio de sol

Lembre-se: no hemisfério Sul apontar para o Norte, e vice-versa.  A inclinação do eixo deve ser a latitude do lugar. As horas devem ser marcadas no mostrador de ambos os lados, igualmente espaçadas já que metade do ano o sol baterá de um lado e a outra metade do outro. as marcações das horas deve ser espelhada de maneira que as marcações das horas coincidam nos dois lados

 As datas que ele estará perpendicular ao disco correspondem aos equinócios de primavera e outono. A sombra do disco marcará a época do ano e pode ser usada para saber em que época do ano estamos. Quando ela estiver no máximo de um lado será a data do início do inverno, do outro lado, será o do verão, são os solstícios. Bem ajustado, o prolongamento de nosso disco coincidirá com o equador celeste indicado na Figura 1.

Nem todo o mundo possui em casa uma bússola, mas quase todos, que têm acesso à internet, têm também por perto um celular do tipo smarthphone . Esses equipamentos costumam ter aplicativos disponíveis que simulam uma bússola e um GPS.

No caso do iphone, o aplicativo usualmente já vem instalado e contem todas as informações necessárias para construir um relógio: indicação da direção Norte, coordenadas do lugar e um nível que fornece o ângulo do celular em relação à vertical e à horizontal, como mostra a Figura 3 (o aplicativo aponte para o Norte geográfico ou “verdadeiro, ver Observação no final).

Figura 3: Aplicativo bússola, para iphone, que também fornece sua localização e mede a inclinação de seu aparelho

A partir dessa geometria básica, ponteiro do relógio paralelo com o eixo de rotação da Terra, podemos pensar em vários modelos diferentes. Muitos já fizeram isso ao longo dos séculos. Você encontra exemplos procurando “modelos de relógio de sol” em um aplicativo de buscas (cuidado: muitos relógios de sol de sites, sobretudo os escolares no Brasil, apresentam relógios de sol que não  fornecerão o horário correto).

Apenas um lembrete, o relógio de sol fornece a hora solar. Por uma questão de praticidade, foi adotado em quase todos os países faixas de fuso horários com deslocamentos inteiros de horas em relação  à uma referência. As horas são contadas a partir de um meridiano que passa pelo observatório inglês de Greenwich. Muito natural na época em que a Inglaterra era a senhora do mundo e Londres era a capital econômica mundial. A partir desse meridiano, são assinalados, de 15 em 15 graus, meridianos que centralizam os fusos horários. No caso, a “hora de Brasília” é a oficial da maior parte do território brasileiro, também designada por GMT – 3. Os fusos horários mundiais podem ser visto na Figura 4.

Figura 4: Fusos horários mundiais mostrando que eles se adaptam à conveniências políticas – Fonte: IBGE

No caso, as coordenadas em que estou estão a 47°48’ a Oeste de Greenwich, ou seja, a 2°48’ ao Oeste da hora exata de GWT – 3 que passa em 45°, aproximadamente em Belo Horizonte MG.

Como 15 graus equivale a uma mudança de horário de 1 hora, cada grau de longitude equivale a 4 minutos (de tempo). Lembrar que a mesma palavra “minuto” é usada para dividir graus (medida angular) e hora (tempo). Ou seja, quando o relógio de sol estiver no ponto inferior do disco ainda faltará é 11,2 minutos para ser meio dia na “hora de Brasília” oficial.

Se V quiser que seu relógio de sol marque o horário oficial V. tem que dar uma pequena fração de rotação de cerca de 3° no disco. A maneira prática de fazer isto é “acertar” o relógio manualmente ao meio dia.

Adotando o princípio descrito, acabo de finalizar (provisoriamente) um relógio de sol feito com duas “formas de queijo” como as usadas em minha Minas Gerais. Elas formam um relógio bastante simpático. O ponteiro ainda está improvisado, queria soldar cuidadosamente um fio de bronze no centro mas minha aparelhagem caseira de solda não é suficiente. Os detalhes estão mostrados na Figura 5.

Figura 5: Formas de queijo transformadas em um relógio de sol, marcando 16h30

O rústico ponteiro se apoia nas armações laterais para ser fixado no centro do cilindro, este ponteiro é colocado na direção Sul-Norte, em um ângulo de 16° em relação à horizontal. Na superfície interna, foram traçadas as divisões das horas.

Figura 6: Aplicativo bússola sendo usado para ajustar o relógio de sol

Esse mesmo tipo de relógio pode ser feito com tubos de pvc para esgoto. Já fiz um, não ficou tão charmoso como o de formas de queijo, mas é igualmente instrutivo.

Reflexão de um físico idoso:

Desde criança, me interessei pelo movimento dos astros. Tendo morado no interior em uma cidade onde a poluição atmosférica era baixa e o sistema elétrico falho, me maravilhei com a via láctea, estrelas e principalmente com a misteriosa movimentação dos planetas. Talvez isso me tenha motivado ao estudo da Física.

Hoje, a urbanização, a poluição atmosférica e as luzes da cidade ocultam dos olhos das novas gerações a maravilha do céu. Muitos, cegos pela luz das cidades e o desinteresse, passarão a vida sem ver um céu realmente estrelado. Restou o Sol que ainda impõe sua presença, mas também existem muitos habitantes urbanos que não são capazes de localizar onde ele nasce e se põe na selva de pedra em que vivem que, simplesmente, não oferece horizontes.

Não é de se admirar que pessoas se comuniquem hoje pelos satélites da internet para reforçarem sua crença na Terra Plana que, no passado, derivava da observação absolutamente ingênua da natureza, que a observação dos astros ajudou a dissipar. Diante de seus computadores, qualquer ideia primitiva pode parecer válida, na ciência e na política.

Vivemos em uma época de virtualidades e o homem perde o contato com a realidade experimental capaz de fornecer perguntas que nos fazem avançar e algumas pequenas certezas. Ademais, para qualquer pergunta, encontramos a resposta no Google que pode nos cortar a investigação. Mas também, o mesmo instrumento nos pode fornecer informações que nos fariam avançar mais rapidamente. Novas circunstâncias que desafiam os educadores a instigar em seus alunos o verdadeiro interesse pela investigação.

Oxalá eu tenha conseguido, com esse relógio de sol, despertar esse interesse em meu neto.Figura 7: Despertando o interesse?

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Observação: Se V. está usando uma bússola magnética ela aponta para o norte magnético e V. tem que fazer uma correção que corresponde ao deslocamento entre esse polo e o geográfico. O aplicativo do iphone já vem com essa correção. V. pode verificar sua opção em ajustes / bússola entre “verdadeiro” e magnético (ativar o “verdadeiro”). Essa diferença (declinação magnética) está em cerca de 22W em Brasília, ela varia com o local e o tempo. O site da NOAA fornece esse valor para o local e também em função do tempo.  https://www.ngdc.noaa.gov/geomag/calculators/magcalc.shtml?useFullSite=true#declination 

Existe toda uma questão interessante para quem estiver curioso sobre o assunto  deslocamento do polo magnético norte que está caminhando do norte do Canadá para a Sibéria. Esse fenômeno vem se acelerando nos últimos anos e é fonte de uma interessante discussão científica. Veja matéria sobre isso em https://www.nationalgeographicbrasil.com/meio-ambiente/2019/02/o-norte-magnetico-acabou-de-mudar-veja-o-que-isso-significa 

 

Dívida Externa e PII Saíram do Biombo do BC?

E&E N¤ 103 abril/junho de 2019

Opinião:

A Dívida Externa e o Passivo Externo saíram do Biombo

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra

Resumo

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

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

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

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

Palavras chave:

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

Sumário

A Dívida Externa e o Passivo Externo saíram do Biombo.

Resumo.

Palavras chave:

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

6.1    Dívida Externa Bruta

6.2    Dívida Externa Líquida

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

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

__________

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.    A Nova Forma de Apresentação da Dívida Externa

Em março de 2019, a Nota informava:

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

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

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

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

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

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

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

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

4.    A Evolução do Valor das “Dívidas”

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

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

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

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

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

5.    A Dupla Face da Dívida

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

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

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

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

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

6.1 Dívida Externa Bruta

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabela 2: Dívida Externa de Países Selecionados

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

6.2 Dívida Externa Líquida

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

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

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

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

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

7.    Dívida Externa Incluindo Países Desenvolvidos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

8.    Conclusões

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

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

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

9.    Bibliografia

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

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

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

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

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

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

N/D – Não Disponível

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

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

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

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

[5] Banco Central do Brasil

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Repensando o Sistema Elétrico Brasileiro

Prévia da Revista E&E Nº 102 

Palavra do Editor:

REPENSANDO O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

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

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

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

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

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

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

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

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

Carlos Feu Alvim

 

Sumário

REPENSANDO O SISTEMA ELÉTRICO.

SISTEMA ELÉTRICO E   ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Resumo.

Palavras chave:

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

Bibliografia

 

 

Opinião:

SISTEMA ELÉTRICO E
 ENERGIA NUCLEAR NO BRASIL

Othon Pinheiro da Silva, Olga Mafra e Carlos Feu Alvim

Resumo

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

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

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

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

Palavras chave:

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

1.    Energia Nuclear: Explosão Inicial

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

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

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

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

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

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

Figura 1: Evolução das ogivas nucleares nos EUA.

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

2.    Energia Nuclear para Gerar Eletricidade

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3.    Energia Núcleo Elétrica no Brasil

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

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

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

4.    A Tradição Hidroelétrica

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

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

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

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

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

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

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

5.    A Reforma do Sistema Elétrico dos Anos 1990

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

Óleo

Gás Natural

Carvão

Nuclear

Hidro

Reno-váveis

Outros

Brasil

3%

11%

4%

3%

63%

17%

0%

Mundo

3%

23%

38%

10%

16%

8%

1%

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

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

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

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

6.    Repensando o Sistema Elétrico

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7.    Os três Brasis

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 5: Atlas do Potencial Eólico Brasileiro  CEPEL/MME

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

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

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

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

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

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

Energia Natural Afluente nas Regiões do SIN

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

8.    O Futuro da Energia Nuclear no Brasil

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Para o importante setor nuclear torna-se necessário:

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

Bibliografia

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

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

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

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

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

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

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

A Concretização da Política Nuclear Brasileira

A Política Nuclear começou a ser implantada antes de sua publicação

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
carlos.feu@ecen.com e olga@ecen.com

O Decreto Nº 9600 de 05/12/2018 sobre a Política Nuclear reúne princípios profundamente amadurecidos dentro do setor correspondente.  Em nosso recente artigo na E&E 101, comentamos alguns dos aspectos do texto que institucionaliza essa Política.

Faltou comentar o que já foi realizado para implantar essa Política, até antes mesmo que ela fosse consubstanciada no mencionado Decreto. É o que estamos abordando aqui.

Foi reativado o Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro – CDPNB[1] que centraliza na Presidência da República as decisões fundamentais da Política Nuclear. O deslocamento de sua secretaria executiva para o Gabinete de Segurança Institucional – GSI[2] da Presidência da República marcou o reconhecimento do caráter estratégico para o Brasil da energia nuclear e dos conhecimentos tecnológicos a ela associados. A decisão brasileira é análoga à posição de todos os grandes países do mundo onde existe, invariavelmente, uma centralização das decisões sobre a política nuclear no posto máximo do Poder Executivo.

O processo de elaboração da Política Nuclear permitiu criar junto ao GSI vários Grupos Técnicos com foco em temas relevantes que antecipavam os passos seguintes para sua concretização. Esses GTs contaram com a participação e coordenação direta dos setores envolvidos. Deles resultaram, por exemplo, a prioridade dada ao projeto do Reator Multipropósito Brasileiro – RMB, liderado pela CNEN através do IPEN, e a viabilização de recursos da saúde para sua concretização. Também é um ponto positivo a participação da indústria argentina no projeto, como também foi o fornecimento de urânio enriquecido brasileiro para a Argentina. Ademais, ações de efetiva cooperação como estas reafirmam a política de uso somente pacífico da energia nuclear em nosso continente. Além disso, o projeto do RMB reúne, em sua execução, as capacidades técnicas brasileiras tanto na parte civil como na militar e isto é também fator relevante dentro da Política[3].

O RMB, além da produzir radioisótopos para aplicações na saúde, agricultura e indústria e fornecer feixes de nêutrons para a investigação e aplicações, permitirá a irradiação e teste de combustíveis nucleares e materiais usados nos reatores visando avaliar a integridade estrutural destes quando submetidos a altas doses de radiação, o que não existe no país. Juntamente com os projetos da Marinha já existentes, a futura presença do RMB abre a perspectiva de reunir, no campus de ARAMAR, unidades de pesquisa e formação de pessoal que venham a reforçar o entrosamento com os institutos de pesquisa da CNEN e os cursos universitários nas áreas nuclear e correlatas.

Sem muito alarde, foi desfeita uma falha na organização nuclear vigente que era a esdrúxula subordinação ao órgão regulador CNEN das empresas INB e NUCLEP. Principalmente no caso da INB, que tem a missão de se ocupar de todas as etapas da mineração até o combustível nuclear, o fato do Presidente da CNEN ser o presidente do Conselho da Empresa gerava um evidente conflito de interesses. Este conflito, que poderia significar uma conivência do órgão regulador, parece ter favorecido, ao contrário, um aparente “excesso de zelo” que acabou inviabilizando o volumoso investimento já realizado na mineração subterrânea em Lagoa Real/Caitité. A dificuldade de licenciamento motivou seu abandono. Isto paralisou a produção de nossa única mina de urânio por mais de três anos, obrigando o País, com cerca de 5% da reserva mundial, a importar a matéria prima para suas centrais[4]. Ao final de 2018 a INB anunciou os testes operacionais para extração de urânio em anomalia próxima à atual usina, com ampliação da capacidade de beneficiamento.

O Governo que se encerrou (Temer) desvinculou a CNEN da presidência dos conselhos das empresas INB e NUCLEP. A nova estrutura, anunciada neste início de ano e de governo (Bolsonaro), resolveu o problema de forma definitiva realocando essas duas indústrias no Ministério de Minas e Energia. Isto também soluciona o desequilíbrio administrativo de se ter em um ministério de parcos recursos (MCTIC) duas indústrias de porte que absorviam boa parte de sua dotação orçamentária. No caso da INB, existe ainda uma potencial sinergia com a Eletronuclear que a realocação ministerial pode facilitar.

Em todas estas iniciativas, cabe completar a referência que fizemos em artigo anterior a membros da equipe do GSI na concretização da Política, e destacar a atuação discreta e decidida do Ministro Sérgio Etchegoyen que esteve no centro de todas estas modificações e contribuiu com seu prestígio para a aprovação unânime da Política Nuclear no CDPNB.

Paralelamente a reestruturação do Setor Nuclear que se desenhava em coerência com o reconhecimento de seu caráter estratégico, surgiu o problema criado com a paralisação das obras de Angra 3 que, a nosso ver, se deveu justamente ao não reconhecimento, na decisão de interromper sua construção, de seu caráter estratégico.

Centenas de milhões de dólares foram perdidos nesse atraso que, fundamentalmente, se deveu a aplicação, a nosso ver incorreta, da regra contábil do impairment que tornou a Eletronuclear insolvente e incapaz de utilizar empréstimos já negociados, contribuindo para arrastar a controladora Eletrobras para uma situação de insolvência prática que só foi evitada por seu caráter estatal. Uma simples decisão de rever a tarifa futura, que sempre esteve na mão do próprio Governo Federal, provocou esse prejuízo que deve chegar, em reais, a uma cifra bilionária.

Todos os movimentos já realizados levam a crer que a construção de Angra 3 pode agora ser feita com recursos de subsidiárias da própria Eletrobras ou externos, simplesmente porque foi tomada uma resolução sobre a tarifa futura. A possível participação de recursos externos segue possível e provável, sem que se coloque em risco o controle nacional da geração nuclear. A atual direção da Eletronuclear exerceu e está exercendo papel crucial no equacionamento do problema. A manutenção dos dirigentes e o anunciado apoio do Ministro do MME e da própria Presidência à conclusão de Angra 3 são sinais positivos, mas não resolveram em definitivo o problema de recursos financeiros necessários.

Também como consequência implícita do desenho da Política Nuclear, surgiu a perspectiva de parcerias com a iniciativa privada na exploração mineral. Na legislação atual existe o monopólio da exploração dos minerais nucleares. Um minerador que encontre urânio associado no minério que explora não tem nenhum interesse em revelar o achado e até o esconde das autoridades. Se a quantidade for pequena ele será obrigado a entregar à CNEN a quantidade correspondente em produto acabado sem receber nenhum pagamento. Se a presença do minério nuclear for importante, ele pode ser impedido de continuar a mineração.

A saída desse impasse já vem sendo procurada pela própria INB que detém o monopólio na mineração nuclear no caso concreto de fosfato associado ao urânio em Santa Quitéria, no Ceará. A solução aventada seria um consórcio com empresa privada. O Grupo GT-3 do CDPNB vem tratando do tema. Existe uma série de situações intermediárias onde a venda do urânio secundário extraído à INB poderia ser lucrativa tanto para o minerador como para a estatal. A solução deste impasse não precisa, em princípio, passar pela revogação do monopólio, mas provavelmente necessite de alteração na legislação. Uma das soluções seria substituir a obrigação de entrega gratuita à CNEN e oferecer a possibilidade da compra do concentrado de urânio pela INB.

No caso do tório, cujo mercado interno e externo é limitado, a solução é mais complexa. Por exemplo, na obtenção de terras raras de areias monazíticas no Brasil, o concentrado de hidróxido tório gerado (torta II) continua como um problema de resíduo radioativo ainda não solucionado. Embora não seja considerado um rejeito, atualmente é fonte de despesas para a INB juntamente com o rejeito propriamente dito.

Deve-se lembrar, enfim, que existem tecnologias na área do ciclo de combustível nuclear que se configuram como estratégicas e estão sujeitas a controles e barreiras na área internacional. Isto não inclui a fase de extração e beneficiamento de minérios. Apenas a partir da comercialização do produto purificado é que existe um componente estratégico importante. Já discutimos esse assunto anteriormente e também assinalamos que o mesmo critério pode ser aplicado aos radioisótopos nucleares onde somente a separação primária dos produtos de fissão deve ser considerada estratégica e não poderia ser entregue à iniciativa privada. Esses assuntos também têm sido objeto de discussão dos GTs do GSI/PR.

Um longo caminho no estabelecimento e concretização das estratégias adequadas à implantação da Política Nuclear deve ainda ser percorrido. Várias das diretivas deveriam ser objeto de estudos e detalhadas sob a forma de estratégias que seriam parte de um Programa Nuclear  Brasileiro que deve ser explicitado.

O Próprio CDPNB precisa preencher a lacuna existente na medida em que o Programa Nuclear Brasileiro (PNB) cujo Desenvolvimento (D) deve cuidar, não existe formalmente.

A visualização da continuidade de esforços, ao longo de vários governos de diferentes tendências, permite encarar de maneira positiva a perspectiva que ela se firme como Política de Estado e atinja seus objetivos.

[1] O CDPNB foi criado por meio de Decreto datado de 2 de julho de 2008 e foi alterado pelo Decreto de 22 de junho de 2017. O CDPNB este inativo durante o Governo Dilma, em 2017 foi reativado e sua Secretaria Executiva passou da Casa Civil para o GSI.

[2] Algumas siglas usadas neste artigo: CDPNB – Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro, CNEN – Comissão Nacional de Energia Nuclear, CTMSP – Centro Tecnológico da Marinha em São Paulo, GSI/PR – Gabinete de Segurança Institucional da Presidência da República, INB – Indústrias Nucleares Brasileiras e NUCLEP Nuclebras Equipamentos Pesados, agora vinculadas ao MME – Ministério das Minas e Energia, MCTIC – Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovação e Comunicações.

[3] Não é exatamente coincidência que o Alte. Noriaki Wada, que coordenou as atividades na área nuclear no GSI, tenha sido  indicado para comandar o Centro tecnológico da Marinha em São Paulo – CTMSP.

[4] Esta situação será resolvida brevemente com a exploração de outra ocorrência próxima a atual usina.

Comentário Recebido:

Recebemos do Alte. Othon Pinheiro da Silva, que dispensa apresentações,  mensagem que, a nosso ver, encerra uma ideia que ainda é válida:

“Na década de 1980, era funcionário do IPEN o Dr. Alcídio Abrahão um dos engenheiros químicos mais competentes da história nuclear brasileira. Sugeri insistentemente à direção da CNEN e do IPEN que construíssemos, sob a liderança do Dr. Alcídio Abrahão, um laboratório de desenvolvimento de técnicas de ” abertura do minério ” para economicamente aproveitar o conteúdo de urânio das ocorrências minerais.

Estas técnicas de abertura seriam disponibilizadas às mineradoras e seria garantida a compra pela INB do urânio a preços do mercado internacional de longo prazo. A INB manteria o estoque para suprimento de nossas usinas nucleares e venderia ao mercado internacional o excedente comunicando as vendas a AIEA ( a ABACC ainda não existia) .

Na ocasião, a ideia não foi rechaçada nem aprovada. Se tivesse sido adotada, ela poderia evitar o constrangimento do Brasil comprar urânio externamente que é quase igual ao que seria o Brasil comprar minério de ferro. A abertura correta do minério minimiza rejeitos e procura a economicidade.”

A nosso ver, essa ideia pode ainda ser aproveitada hoje. Infelizmente. não temos mais o Dr. Alcídio Abraão cuja contribuição foi importantíssima para o desenvolvimento do ciclo nuclear no Brasil, mas ainda temos o IPEN e, vale lembrar, que também o CDTN, em Belo Horizonte, tem experiência com diversos minérios e uma instalação para testar metodologias de abertura, além disso, temos agora a experiência acumulada pela própria INB.

O ponto central da ideia seria facilitar a participação da iniciativa privada na produção de minérios onde o urânio é um produto secundário, dando assistência técnica e adquirindo o produto ao preço internacional médio. Separá-lo geraria um bônus ao minerador ao invés do atual ônus de ter que entregar o produto acabado à CNEN. Dispor de fontes variadas de urânio no país aumenta a segurança no abastecimento.

Efeito Estufa: Uma moratória para o metano

Opinião:

EFEITO ESTUFA:
UMA MORATÓRIA PARA O METANO

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
  carlos.feu@ecen.com, olga@ecen.com

Resumo

Existem incertezas científicas importantes sobre o comportamento do metano na atmosfera levantadas nos próprios estudos do IPCC, órgão que assessora a ONU em questões de aquecimento global. A comunidade científica internacional da área tem chamado a atenção sobre a precariedade dos modelos e das consequentes incertezas quanto à evolução futura da concentração do metano na atmosfera. Essa está, há décadas, em uma trajetória de estabilização, que contraria as projeções iniciais do Terceiro Relatório do IPCC. Existem, ainda, variações importantíssimas nos coeficientes para expressar o metano em equivalente a CO2. Isso reflete as dúvidas sobre a importância do metano no aumento da temperatura global.

No Brasil, o metano é um gás de grande peso na contabilidade atual das emissões. Ações para conter as emissões podem ser ineficazes do ponto de vista do aquecimento global e resultar em gravames importantes para a competitividade do Setor Agropecuário. Por mais inoportuna que pareça a ocasião, em face de apaixonadas e até irracionais contestações políticas sobre a realidade e a gravidade do aquecimento global, está faltando á comunidade científica sugerir claramente a atitude a ser adotada pelo Brasil. Em nossa opinião, esta atitude seria uma moratória nas metas para a agricultura apresentadas na conferência do Clima em Paris.

Palavras chave:

Metano, efeito estufa, GWP, GTP, equivalência a CO2, setor agropecuário, emissões.

1.    Introdução

Os relatórios do IPCC[1] dão respaldo científico ao aumento da temperatura global pelo efeito estufa e da participação da atividade humana nisso. Para o principal gás de efeito estufa, o gás carbônico (CO2) existe a certeza do aumento de sua concentração na atmosfera e as previsões de seu crescimento vêm sendo confirmadas. Para o segundo, o metano (CH4), existe evidência sobre o aumento de sua concentração na atmosfera, mas não há respaldo, nos relatórios do IPCC, da validade das projeções para seu crescimento e não há fundamentação técnica sólida para o coeficiente utilizado para valorar suas emissões em “equivalente a CO2”. Consequentemente, não existe justificativa científica para fazer o esforço que o Brasil se propôs para reduzir à metade a emissão específica[2] do gás metano nas atividades agropecuárias. As medidas relativas a essa meta deveriam ser reconsideradas, numa espécie de moratória.

O metano tem sido tratado com certa ligeireza por ser “apenas” o segundo gás nas emissões causadoras de efeito estufa. No Brasil, ele é um gás muito importante na contabilidade atual para ser tratado assim.

O Setor Agropecuário, direta e indiretamente, é responsável por parte substancial da receita brasileira com exportações. O Brasil faz bem em cooperar para minimizar as emissões de Gases de Efeito Estufa – GEE, mas não está em condições de assumir compromissos que prejudiquem significativamente sua produção e exportações quando não existe respaldo científico para este esforço.

2.    Importância do metano nas emissões brasileiras

O Brasil assumiu compromissos importantes na Conferência de Paris sobre as emissões de gases de efeito estufa. Entre eles, está o de reduzir a intensidade das emissões agropecuárias a cerca da metade do valor de 2005[3] (Feu Alvim e Mafra, 2016).

O metano é o gás de efeito estufa responsável, no Brasil, por dois terços das emissões na agricultura (World Bank)[4] com predominância da parcela que é formado no aparelho digestivo do gado. Mesmo no cômputo das emissões gerais, fora outros usos da terra (fundamentalmente o desmatamento), o metano, usando os coeficientes correntes, é o maior responsável pelas emissões brasileiras de GEE sendo superior a do gás carbônico, ao contrário do que acontece, com os demais grandes países. Essas medidas são feitas em equivalente ao gás carbônico através de um fator de conversão (GWP) reconhecidamente problemático.

Ou seja, o metano não é um assunto marginal para o Brasil quando se fala em mudanças climáticas. Quase todas as medidas para redução de emissão de metano implicam em investimentos adicionais e aumentos no custo da produção agropecuária[5]. Os compromissos assumidos pelo Brasil deveriam preocupar o Setor Agropecuário.

3.    Incapacidade de previsão do comportamento da concentração do metano

O esforço pontual para conter as emissões de metano é pouco efetivo para conter o aumento da temperatura. Além disso, o comportamento do metano na atmosfera mostra que a tendência é da concentração se estabilizar em nível próximo ao atual.

A tendência à estabilização da concentração de metano na atmosfera foi identificada em 2006 (Feu et al., 2006) quando o comportamento histórico de estabilização foi examinado com a modelagem logística de Volterra, aplicada extensamente por Cesare Marchetti e José Israel Vargas. 

As previsões de crescimento da concentração do metano no TAR – Terceiro Relatório de Assessoramento ao IPCC não se efetivaram (Feu Alvim e Mafra 2018). A indicação da tendência histórica é que a concentração na atmosfera está parando de crescer. Os modelos teóricos sobre o comportamento do metano não são satisfatórios para descrever o que ocorre com sua concentração na atmosfera, como demonstra artigo de revisão do assunto na revista Nature (Kirschke, 2013). Confrontando os dados sobre o pico no acréscimo da concentração de metano centrado em 2014 com os modelos existentes chegou-se à conclusão que “não há efetivamente nenhuma confiança nas projeções de concentrações futuras de metano[6].

O próprio AR4, Quarto Relatório de Assessoramento do IPCC (IPCC, 2007), já havia assinalado, entre as maiores incertezas no assunto aquecimento global, a confiabilidade dos modelos; especialmente no que se refere ao metano: “é necessário validar os modelos (de projeção da concentração) não se restringindo à intercomparação com outros modelos, principalmente para o caso do metano”. Compreende-se que para o CO2, com vida média de milhares de anos, o único teste possível é a comparação de resultados entre modelos teóricos. Já a validação dos modelos para o metano pode e deve ser feita com os dados experimentais[7]. A vida média, da ordem de uma dezena de anos, facilita esta validação com os dados disponíveis. O problema é que ainda não existe um modelo consensual para interpretação dos dados.

4.    Dúvidas sobre o coeficiente de equivalência a ser utilizado

Também tem havido intensas discussões sobre o fator de equivalência adotado para valorar o metano em relação ao CO2. Os fatores considerados diferem em cerca de uma ordem de grandeza e até mais. Entre o GWP (Global Warming Potencial) e o GTP[8] (Global Temperature change Potential) para 100 anos a diferença encontrada, nas análises do IPCC, é de um fator que vai de 28 a 4. Outros pesquisadores usam coeficientes de 0,35 ou 0,26 (WangChang-Ke, et al., 2013) para o GTP. O GTP mede a equivalência baseada na variação de temperatura induzida pelos gases, já o GWP baseia-se apenas no poder de reter a radiação, integrado no período.

Parte do problema da equivalência está no tempo de integração a ser utilizado. Os grupos de trabalho científicos do IPCC, para o Fifth Assessment Report (AR5), analisaram o caso geral dos coeficientes de equivalência, com grande impacto na avaliação do efeito estufa do metano. Chamam a atenção para o problema da escolha do tempo de integração de 100 anos, usado como padrão para computar os coeficientes. O AR5, em seu Capítulo 3 diz que a escolha do tempo de integração, avaliado pelo IPCC para 20, 100 ou 500 anos, é arbitrária e foi improvisada pelos diplomatas na Conferência de Kyoto sem o respaldo científico[9].

 Também é discutido, no relatório AR5, o problema de tratar de uma maneira igual, as emissões de metano independentemente de sua origem fóssil ou orgânica. Deve-se considerar que o processo de emissão de CH4 a partir da digestão animal tem início com a absorção do carbono da atmosfera (CO2) pelos organismos formadores da alimentação bovina. A partir daí, existe uma captura de CO2 que dura até a extinção do CH4 da atmosfera cujo produto predominante ao final de processo é o próprio CO2. Considerando esse ciclo é que as emissões de CO2 por fontes renováveis são consideradas nulas nos inventários dos países. No caso do metano de origem fóssil o CO2 formado permanecerá, em média, milhares de anos contribuindo para o efeito estufa.

Deve-se assinalar, além disto, que o Capítulo 8 do mesmo AR5 (IPCC, 2014) que examinou os critérios de equivalências, diz que a decisão de adotar o coeficiente usado foi tomada na Conferência de Kyoto, mas que “não existe argumento científico que justifique selecionar o de 100 anos comparado com outras possíveis escolhas”[10].

Também deveria ser revista essa equivalência no comércio de “direitos de emissão” entre países ou empresas. Nele a eventual supressão da emissão de metano (vida média 12 anos) “compra”, usando um coeficiente de equivalência 28, o direito de não reduzir as emissões de gás carbônico (vida média de milhares de anos) por outros países. Essa equivalência não traduz a eficácia da supressão eventual da emissão de metano em compensar a emissão de CO2 para mitigar o aumento de temperatura. Essa troca foi feita em projetos de MDL (mecanismo de desenvolvimento limpo) propostos em Kyoto, e deveria ser considerada hoje (no mínimo) antiética.

5.    A moratória sobre os compromissos de redução de metano

Em nossa opinião, seria prudente suspender a meta para a Agropecuária até que fosse quantificado o que seria conveniente e necessário fazer. De outra forma, estaríamos empregando recursos especialmente escassos de investimento em uma atividade em que o Brasil consegue competir com vantagem no comércio exterior.

Feita a reavaliação, as medidas para redução de emissões estariam restritas àquelas de seguro resultado sobre o aquecimento global. Do ponto de vista prático, elas seriam limitadas às que forem justificáveis usando-se o índice GTP.

Nossa meta voluntária é reduzir à metade as emissões por unidade de produto agrícola em 2025 ou 2030 tomando como referência o ano de 2005. Já assinalamos aqui, por diversas vezes, a enorme passividade com que os setores produtivos aceitaram as metas propostas para a “pretendida” Contribuição Nacionalmente Determinada – CND, mais conhecida pela sigla inglesa iNDC (intended Nationally Determined Contribution).

Pare reduzir emissões são necessários investimentos que constituem o mais grave gargalo ao desenvolvimento brasileiro. Tendo em vista o conturbado ambiente político vivido pelo país nos últimos anos, praticamente não houve uma discussão séria da sociedade sobre as metas que seriam assumidas nem de seus custos. Isto apesar das consultas públicas que o Ministério do Meio Ambiente procurou fazer com a Sociedade.

De uma maneira geral, as entidades patronais até aplaudiram os engajamentos assumidos pelo Governo, em nome da sociedade, julgavam talvez que o Governo subsidiaria os custos. Isto claramente não poderá ser feito.

6.    Conclusões

As consequências econômicas da redução prometida para o metano passaram despercebidas por ser um problema que concerne de uma maneira muito especial ao Brasil, não havendo discussões correspondentes no exterior. O compromisso assumido pelas autoridades brasileiras é uma contribuição voluntária que não foi suficientemente discutida internamente. O Brasil defende, tanto na assessoria científica como na comunidade diplomática, a adoção do coeficiente baseado na temperatura.

Na revista anterior, (Feu Alvim & Mafra, 2018) foi apontada a conveniência de que só fossem implantadas medidas relativas às emissões de metano, quando justificáveis, em análise técnico-econômica usando-se o índice GTP que exprime a equivalência entre gases, baseado no efeito sobre a temperatura global.

O que se propõe aqui é que o Brasil adote internamente o fator de equivalência defendido por cientistas brasileiros e também pelo próprio relatório técnico o IPCC. Adotando a equivalência GTP, proposta para o metano, o Brasil já estaria reduzindo sua emissão de 2012[11] de 40% em equivalente a CO2. Com a menor importância relativa do metano, ficará mais fácil remanejar as emissões e cumprir os compromissos globais.

Deve-se lembrar também, que parte da meta pode ser alcançada com aumentos da produtividade. Isso já aconteceu entre 2005 e 2014, o Brasil já havia reduzido em 20% suas emissões por unidade de produto na Agropecuária quando assinou o compromisso. Parte da meta já está alcançada e a redução das emissões pode ainda ser significativa.

É preciso, frente às novas e difíceis circunstâncias econômicas que o País viveu nesse longo período de recessão, chegar a uma proposta realista sobre nossas metas de emissões. O Brasil tem crédito acumulado com seus baixos índices de emissão por produto, para justificar a revisão da meta.

O novo compromisso que venha a ser feito[12] ainda contemplaria uma redução substancial das emissões por produto agropecuário, mas manteria nossa competitividade internacional. Não se correria também o risco de estar contribuído para aumentar o crescimento da temperatura global pelo uso de um coeficiente incorreto. Existe, com efeito, o perigo de aumentar, ao invés de reduzir a emissão de gases de efeito estufa, a partir das emissões indiretas com gastos com combustíveis e fertilizantes exigidos pela modernização da agropecuária.

Feitas as alterações, sobrará algum lugar talvez para o “gado feliz”, criado sem confinamento excessivo, que saberíamos valorizar comercialmente como já se faz com o frango e os suínos criados de maneira mais natural.

Bibliografia

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World Bank. (s.d.). World Development Indicators. Fonte: World Bank Time Series: http://data.worldbank.org/data-catalog/world-development-indicators

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Notas:

[1] IPCC Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas, “The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) is an intergovernmental body of the United Nations,[1][2] dedicated to providing the world with an objective, scientific view of climate change and its political and economic impacts “

[2] Por produto.

[3] O compromisso é o de praticamente manter, em 2025 e 2030, emissão praticamente igual a de 2005, como se espera que a produção pelo menos duplique, isto significa reduzir à metade e emissão por produto.

[4] As emissões de gases de efeito estufa com o uso de combustíveis na agricultura são contabilizadas como consumo energético.

[5] Os investimentos e custos adicionais para reduzir as emissões podem resultar em aumentos  na produtividade e serem economicamente justificáveis. Essas medidas devem ser implantadas até independentemente do esforço para redução das emissões de GEE.

[6] “However, determining the relative contributions of anthropogenic, biogeochemical, and chemical drivers of methane trends has been extremely challenging and consequently there is effectively no confidence in projections of future atmospheric methane concentrations”.  
https://www.nature.com/articles/s41467-017-02246-0    Pag 2/34

[7] Validation beyond model intercomparisons is required, especially also with respect to the methane cycle. Pag 249

[8] O GWP – Global Warming Potential baseia-se na comparação da integração do coeficiente de radiação (RF) ao longo de um período determinado para um gás (no caso metano) com o gás de referência (no caso CO2). O GTP – Global Temperature Change Potential compara o efeito sobre a temperatura ao final do período. Nesse caso, há um retardo entre a emissão do gás na superfície da Terra e seu efeito de contenção da radiação do calor que se dá em altitudes maiores.

[9] “the IPCC has calculated global warming potentials (GWPs) to convert climate pollutants into common units over 20, 100 and 500 year time horizons. …In the Kyoto Protocol, diplomats chose the middle value – 100 years – despite the lack of any published conclusive basis for that choice.
https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/ipcc_wg3_ar5_chapter1.pdf    pag 122

[10] “There is no scientific argument for selecting 100 years compared with other choices.”https://ar5-syr.ipcc.ch/resources/htmlpdf/WG1AR5_Chapter08_FINAL/   pag. 711

[11] Excetuando outros usos da terra, principalmente florestas.

[12] Essas medidas inda não incluiriam a redução da emissão de metano que poderá ser feita, como futura medida “emergencial” (face aos enormes prazos envolvidos no estoque de CO2) para conter o aquecimento global no futuro. Isto poderá ocorrer em uma outra circunstância histórica onde certamente os mecanismos de emissão e absorção do metano já serão melhores conhecidos. Atualmente, não se pode confundir as medidas direcionadas a controlar o estoque centenário e milenar de gases de efeito estufa na atmosfera  com medidas de fluxo para conter em um prazo de dezenas de anos o aquecimento global.

É CEM

É CEM

Este é o centésimo exemplar da revista Economia e Energia – E&E. Em dezembro de 1996, lançamos na internet nosso número zero[1] da fase internet que foi transcrita na forma impressa posteriormente adotada. Nossa proposta foi “trazer para o debate dos temas vinculados a seu título (Economia e Energia) uma visão de médio prazo, ancorada no comportamento histórico de variáveis, mas atenta às novas tendências globais. Ousaremos apresentar, a cada número, projeções sobre o comportamento futuro de algumas variáveis”. Isto é, basicamente, o que continuamos a fazer.

Nosso primeiro número apresentava os seguintes temas e autores: Apresentação: e&e o que é e a que veio, A Produtividade do Capital: Carlos Feu Alvim;  Brasil e a Mudança do Clima: José D. G. Miguez; Exaustão do Petróleo: Omar Campos Ferreira; Equilíbrio Instável: Genserico Encarnação Jr; O Capital Nacional: Carlos Feu Alvim.

Omar Campos Ferreira (1931-2013) e Frida Eidelman (1941-2016), já nos deixaram e deram uma preciosa contribuição à Revista que, no que se refere a artigos, está preservada em sua íntegra na internet.

 Nossa colega e amiga Frida Eidelman que integrou a equipe desde o início, possibilitou a publicação em inglês de todos os artigos durante muitos anos. Na ocasião de seu falecimento, estávamos no único período em que foi interrompida a edição da Revista. Reflexo, em parte, da falta que ela já estava fazendo. Com isso ficamos devendo a ela uma homenagem a exemplo da que pudemos fazer com o Omar.

Frida Eidelman aliava um profundo conhecimento de humanidades, que incluía um apurado conhecimento de línguas, a uma formação sólida em matemática e em ciências nucleares. Foi exemplo para nós de atitude construtiva e de cordialidade, qualidades que contribuíram muito para cativar toda a equipe.

Nos últimos anos, foi exemplo de coragem e otimismo frente a terríveis dificuldades de saúde. Depois de uma complicada cirurgia, que permitiu a consciência da gravidade do seu caso, encontrou ânimo para ainda viajar ao exterior com um grupo de amigos que ela sempre soube cultivar.  Amigos que soube manter, em várias partes do mundo.

Levava muito a sério os assuntos religiosos, mas era capaz de conversar e compreender as posições de outras religiões e dos que não as tinham. Conseguiu com isso, certamente contando com a reciprocidade da tolerância que ela inspirava, sendo israelita, ter afilhado cristão.

Neste número cem, prestamos a ela essa singela homenagem. Sua natureza radiante, cotidianamente relembrada, segue iluminando sua falta.

[1] Número Zero: http://ecen.com/eee0/eeezero.pdf
Número Um: http://ecen.com/content/eee1/frprinci.htm

 

Efeito Estufa: Dúvidas sobre o Papel do Metano

Artigo:               

EFEITO ESTUFA: PERSISTEM DÚVIDAS SOBRE O PAPEL DO METANO

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
 
carlos.feu@ecen.com, olga@ecen.com

Resumo

Os teores do gás carbônico (CO2) e do metano (CH4) na atmosfera estão acima dos recordes históricos e pré-históricos. Ao contrário do gás carbônico, entretanto, o crescimento do metano mostra sinais de desaceleração desde os anos setenta. Por ser uma substância basicamente exotérmica (libera energia quando é oxidado) o metano tem menor vida média que o CO2. Enquanto a concentração do gás carbônico continua no processo regular de crescimento de sua concentração na atmosfera, o metano mostra um comportamento histórico de estabilização, examinado com a modelagem logística de Volterra, aplicada extensamente por Cesare Marchetti e José Israel Vargas.

Doze anos após a primeira análise aqui publicada (2006), a concentração de metano continua seguindo a rota prevista (E&E № 55), ao contrário do que indicava a maioria dos modelos adotados na época pelo IPCC. Durante quase uma década, a concentração de metano praticamente estacionou.

Ao invés de se focar no comportamento inesperado da concentração de metano, a discussão sobre o assunto tem se concentrado na equivalência a ser usada com o gás carbônico. A divergência entre os coeficientes de equivalência entre o metano e o CO2, apresenta um fator próximo a dez.

Tudo isto indica que a incerteza científica sobre o comportamento do metano aconselha prudência na realização de investimentos para reduzir sua emissão. Propõe-se limitar as medida àquelas que forem justificáveis, usando-se o índice GTP (Global Temperature Change Potential).

Palavras Chave

Metano, gases de efeito estufa, GWP, GTP, modelagem logística.

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1.   Introdução

A mitigação de metano (CH4) tem sido um dos principais alvos de medidas incentivadas visando a redução da emissão de gases de efeito estufa. Este gás, se coletado na origem e suficientemente concentrado, é inflamável e sua energia aproveitável. O protocolo de Kyoto estabeleceu uma equivalência de 21, relativa à igual massa de CO2. Nas orientações do IPCC para as declarações nacionais este valor vem crescendo, chegando a 28, no valor adotado no Relatório de Avaliação 5 – AR5 do IPCC.

Dois fatos têm, no entanto, colocado em dúvida a validade da mitigação do efeito estufa no que é atribuído ao metano. O primeiro deles, é que o coeficiente usado não leva em conta o efeito dele esperado sobre a temperatura, que é o objetivo primordial da mitigação. De fato, quando levado em conta, o coeficiente cai de 28 para 4. O segundo fato, é que a concentração do metano não está crescendo como previsto, supondo-se mesmo que já poderia estar sobre controle da Natureza.

Com efeito, a maioria das projeções para o aumento da concentração de metano, usadas no Terceiro Relatório de Avaliação do IPCC (TAR), falhou redondamente na previsão da concentração futura de metano na atmosfera nas duas décadas seguintes.

Sobre este assunto, foi mostrado na revista E&E № 55 que um tratamento estatístico dos dados da concentração de metano na atmosfera já apresentava sinais de desaceleração desde os anos setenta e que sua tendência indicava uma saturação próxima a 2 ppm[1] ou 2000 ppb, que é a unidade usual para medida deste gás na atmosfera. Na primeira década desde século, a quantidade de metano apresentou-se praticamente estável. Isto levou a comunidade de cientistas que dão sustentação ao IPCC a investigar seriamente a causa desse fenômeno inesperado, que ocorreu justamente nos anos posteriores à divulgação do relatório que havia procurado reforçar, frente à opinião pública, a certeza sobre a realidade do efeito estufa. Do ponto de vista político, não houve críticas exacerbadas sobre o erro das projeções. Na verdade, houve um silêncio respeitoso. Nos programas de mitigação o metano continuou desfrutando do coeficiente que o tornava atraente em projetos como os do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo – MDL.

Nos primeiros anos desta década, constatou-se uma ligeira retomada no crescimento do metano que tem sido bastante realçada, sobretudo, em artigos que comparam o comportamento citado nas duas décadas. Embora real, esta análise é claramente tendenciosa quando se limita a comparar só duas décadas.

Este artigo examina estes dois assuntos. Foram constatadas inúmeras incertezas sobre a concentração de metano e sua equivalência ao CO2 para fins de efeito estufa. Face a essas incertezas, propõe-se que as medidas de mitigação de metano, principalmente as que exigem maior concentração de recursos e que mais onerem a produção devem ser submetidas à criteriosa análise de custo-benefício. Devem-se limitar as ações incentivadas aos projetos viáveis, em termos da equivalência que tomam por base o efeito estimado sobre a temperatura global.

No Brasil, o metano é responsável por pelo menos 36% dos projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo e por 32% dos resultados, de acordo com o Segundo Relatório de Atualização Bienal do Brasil à Convenção – Quadro das Nações Unidas (Brasil MRE/MCTIC, 2017).

Deve-se lembrar que as medidas de contenção do efeito estufa (mitigação) exigem consideráveis investimentos cujo sacrifício é tanto maior quando o país é ainda de baixa renda média, agravada por uma má distribuição, como é o caso do Brasil.

2.   Mais uma vez, o Comportamento Histórico da Concentração de Metano na Atmosfera.

O metano no Brasil é o gás considerado como o de maior contribuição para as emissões brasileiras, quando se excluem as emissões do uso da terra.  

Em 2006, na edição de № 55 (Feu Alvim, et al., 2006) desta revista usou-se essa mesma metodologia que já foi bastante testada para projetar variáveis de comportamento complexo como é o teor de metano na atmosfera terrestre. No caso do metano, existe uma razão a mais para aplicar a metodologia porque, na explicação mais simples, ainda correntemente adotada, este gás desaparece com uma vida média de 12 anos e a eliminação do metano na atmosfera seria proporcional a sua concentração[2]. Na revista E&E N° 65 as previsões já sofreram uma “revisita”, onde foi realçada a divergência entre as previsões sobre a evolução da concentração de metano e as projeções correntes. Na maioria dos modelos avaliados pelo IPCC, a vida média do metano seria aumentada pela redução da concentração de OH na atmosfera o que não ocorreu.

Fazendo uma digressão a respeito: Previsões de longo prazo são as mais confortáveis de se fazer porque dificilmente são cobradas de seus autores. Nesse caso, os autores têm a oportunidade de, 12 anos após a primeira publicação, voltar ao assunto, certamente motivados pelo acerto e, com o estímulo extra, das falhas nas previsões do grande consenso científico representado pelo IPCC.

As projeções anteriormente apresentadas basearam-se nos dados de 1900 a 1996 mostrados na Figura 1.

Figura 1: Valores da concentração de metano na região do Polo Sul, baseados em amostras de gelo datadas e em medidas atmosféricas modernas e respectivos ajustes.

O que se observa neste gráfico é que a variação da concentração de metano na atmosfera vem subindo ao longo do tempo. A Figura se concentra nos anos posteriores a 1940. Na análise anterior foi mostrado que concentração passou de cerca de 850 ppb (partes por bilhão em massa) em 1900 e atingiu cerca de 1700 ppb em meados da década de noventa. Os mesmos dados permitem obter a variação média anual que teriam passado por um máximo na década de setenta. A linha de cor magenta, representa a variação anual da concentração (geralmente acréscimo e assim denominada no gráfico) e é lida na escala à direita. Os dados disponíveis atingiam um período muito mais longo, mas o comportamento dos acréscimos sugeria concentrar a análise nos dados a partir de 1940 que apresentam uma dinâmica diferente dos anos anteriores. Nas atividades humanas, supostas causadoras do aumento da concentração de metano, a Segunda Guerra Mundial e o desenvolvimento do pós-guerra são, seguramente, marcos importante para demarcar o período da análise.

Os valores em magenta na Figura 1 (variações anuais da concentração) servem para determinar o ponto de inflexão da curva de concentrações (ano de 1975) e para estimar a concentração máxima a ser atingida (1890 ppb).

A representação da variação acumulada (a partir de 1940) na escala Fisher-Pry, mostrada na Figura 2, permitiu o ajuste dos dados existentes por uma reta cuja extrapolação serve para projetar os valores futuros, mostrados na Figura 1 tanto para a curva de acréscimos como para a integral.

Figura 2: Ajuste da Curva Fisher-Pry aos valores da concentração de Metano na Atmosfera.

Nesta representação usa-se o tempo como variável na horizontal, e, na vertical log[f/(1-f)]. Nesse caso, definiu-se o valor de base como sendo 954 ppb que é a média dos anos anteriores a 1940 da amostra (1900 a 1938). O valor de f é o valor do ano, subtraído da base, dividido pelo valor máximo, também subtraído da base. Esse ajuste, em escala natural, foi também representado nos dados de concentração mostrados na Figura 1.

Resumindo, baseando-se no comportamento histórico da concentração de metano na atmosfera até 1996, uma curva logística (E&E 55) foi ajustada aos dados. Pelo ajuste, a concentração de metano na atmosfera se estabilizaria bo nível de 1890 ppb. Tal mudança ocorreria em um tempo de 69 anos entre o início do processo (10%) a sua saturação (90%). Havendo o atual ciclo se iniciado em 1940, haveria atingido um valor próximo à saturação em 2010.  Os detalhes desta metodologia de ajuste estão na referência E&E 55.

Os valores, projetados naquela ocasião, podem hoje ser confrontados com os valores reais verificados ao longo de mais de 20 anos. Isto é feito na Figura 3 com dados médios na atmosfera terrestre. Para comparar os dados médios é preciso levar em conta a diferença, verificada nas amostras ao longo dos séculos, na concentração de metano entre o polo Sul e a média mundial que continua existindo nas medidas atuais.

Para comparação, os dados do Polo Sul e os dados médios para o mundo foram renormalizados para a média dos anos 1994 e 1995 para as duas séries de medidas. Encontrou-se um valor de renormalização de 67 ppb que foi subtraído dos valores médios mundiais para comparar com o comportamento indicado. Esta diferença é cerca de 4% da concentração do Polo Sul. Os resultados são mostrados na Figura 3.

Figura 3: Comportamento das concentrações de metano na atmosfera no Polo Sul; projeções do ajuste e comparação com o comportamento de dados disponíveis até 1996 com os novos dados até 2017.

Um atrativo ao estudo dessa questão dos gases de efeito estufa é que as medidas realizadas para compreender sua emissão e dispersão propuseram desafios, que estão provocando interessante atividade de pesquisa com coleta de dados e sua análise por diferentes grupos. Para algumas questões, ainda não existem explicações satisfatórias e, para outras, existem explicações contraditórias.

É o caso da concentração de metano na atmosfera nas diferentes latitudes no globo como também sua variação desde a superfície até as altas camadas da atmosfera. A emissão e absorção do metano obedecem a vários processos e os modelos existentes tem se revelado imprecisos no médio prazo para explicar o comportamento de sua concentração.

De acordo com a literatura, a vida média do metano não seria constante. Por ocasião da Publicação do TAR Base Científica (IPCC, 2001) (cap. 4, fig. 4.14 pag. 276 versão inglesa), havia modelos prevendo sua queda ao longo deste século e a maioria prognosticando seu aumento em virtude da redução da concentração de OH provocada pela própria reação com o metano, da variação da concentração de ozônio (O3) e de monóxido de carbono (CO) na atmosfera, que também interferem na absorção de metano.

Um balanço equilibrado do metano é mostrado na Tabela 1 (Weele, 2006) podendo-se ver a diversidade de processos de emissão tanto naturais como associados à atividade humana e sua absorção dominada pela presença de OH na troposfera. É assinalada a dúvida existente sobre o papel das florestas na emissão de metano.

Tabela 1: Fontes Antropogênicas, Naturais e Absorventes do CH4

Fontes Antropogênicas
(em Tg/ano)

Fontes  Naturais
(em Tg/ano)

Absorventes
(em Tg/ano)

Fosseis                           102
(carvão/petróleo/gás)

Plantações de Arroz  80

Queimadas                     45

Animais                        98

Lixo                                70

Pântanos        145

Termitas           20

Oceanos           15 Geológicas       18

Plantas               ?

OH                         523
Troposférico

Solos                     30

Estratosfera       40

Totais                       395                        198                           593

As projeções para o Terceiro Relatório de Avaliação (TAR) do IPCC, feitas pelos técnicos que assessoram o IPCC, resultaram inteiramente dissonantes do verificado nos últimos anos, mesmo tendo sido feitas com dados posteriores aos utilizados pela revista E&E.

A grande maioria dos cenários considerados no Terceiro Relatório de Assessoramento – TAR (IPCC, 2001) apontava, para os anos seguintes ao da sua publicação (2001), crescimento significativo da concentração de metano na atmosfera, ilustrado na Figura 4.

Os diferentes cenários do IPCC para o TAR representam hipóteses de evolução sem quaisquer medidas de mitigação. Desses cenários (Special Report on Emissions Scenarios – SRES)[3], só um cenário (B1), previa a reversão do crescimento da concentração de metano. Esta reversão só seria alcançada, no entanto, por volta de 2030.

A Figura 4 compara os diferentes cenários do IPCC com o ajuste do artigo da E&E de 2006 e mostra que os resultados eram bastante diferentes. A confrontação com a realidade mostrou uma redução, além da esperada pelo ajuste, e pelos modelos do IPCC.

A aparente retomada do crescimento da concentração do metano, observada no comportamento das curvas da concentração e de sua variação na Figura 3, enquadram-se ainda no comportamento histórico de variações ao longo da tendência. O início de um novo ciclo de crescimento, no entanto, não pode ainda ser descartado.

Figura 4: Comparação do ajuste E&E e a projeções dos modelos IPCC, o gráfico de baixo apresenta uma ampliação de escala

No ajuste utilizado, é bom notar que o máximo de variação teria acontecido na metade da década se setenta quando a humanidade ainda não havia tomado consciência do aumento do efeito estufa nem dos possíveis efeitos sobre a temperatura global e consequentemente não havia medidas de contenção das emissões. Ou seja, a reversão já se iniciara muito antes das preocupações da sociedade com o tema e não deve ser atribuída a medidas tomadas ainda no século anterior.

3.   O Fator de Equivalência do Metano ao CO2

Além do problema nas previsões da concentração do metano, existe outra questão de grande importância que é a equivalência do metano ao CO2 quando se avalia seu efeito sobre a atmosfera.

A grande maioria dos que trabalham na área concorda que é real a participação da atividade humana no aumento dos gases de efeito estufa na atmosfera. Quanto à repercussão do efeito desses gases no aumento da temperatura, há um quase consenso sobre seu efeito qualitativo (há um aumento da temperatura), mas muita discrepância quantitativa sobre seu valor (quantos graus a temperatura vai subir) e maior ainda sobre os efeitos indiretos que este aumento provocará.

Entre os gases de efeito estufa dois se destacam: o gás carbônico ou CO2 e o metano ou CH4. Ambos funcionam como filtros da radiação da Terra para a estratosfera, retendo calor. O efeito dos dois gases como filtro é diferente. Em função disto, cada tonelada de metano é considerada 25 vezes mais poluente, do ponto de vista de efeito estufa, que a tonelada de gás carbônico.  Acontece que o tempo de permanência na atmosfera do metano é muito menor que o do gás carbônico e, em função disto, seu efeito cumulativo sobre o poder da irradiação do Planeta (Radiative Force RF) é menor do que quando é emitido. Isto é levado em conta no cálculo do GWP (Global Warming Potencial) estabelecido a partir do efeito médio em 100 anos na radiação. O valor sugerido para a equivalência ao CO2 tem variado ao longo do tempo. Por ocasião do Protocolo de Kyoto era 21, no Terceiro Relatório de Avaliação (conhecido por TAR da sigla em inglês) era 25 e no Quinto Relatório de Avaliação – AR5 do IPCC está em 28.

O terceiro componente emitido, com os quais se completa 99% do total em equivalente, é a oxido nitroso, N2O. Também ele apresenta um poder de radiação bem superior ao do CO2 sendo sua equivalência considerada como sendo 289 no TAR. Sua vida média é avaliada em 121 anos o que o torna menos sujeito às variações com o período de integração usado para estabelecer a equivalência. Pode-se ver na Tabela 2 que sua variação é pequena mudando-se de GWP para GTP (Global Temperature change Potential) ou usando-se diferentes tempos de integração.

Tabela 2: Vidas Médias e Fator de equivalência a CO2*

GásVida Média
(anos)

GWP

100 anos

GTP

20 anos

GTP

50 anos

GTP

100 anos

CO2Maior que 20.0001111
CH412,42867144
N2O121265277282234

*Dados da Ref. (EFCTC, 2016) adotando os valores GWP para o AR5 do IPCC. 

O que mais interessaria do ponto de vista de aumento da temperatura global seria justamente esse poder de elevá-la quando comparado ao do CO2. Ao longo dos mesmos 100 anos, a equivalência de CH4 em CO2 teria um valor 4. Essa incerteza “desaparece” para fins comerciais quando se adota um fator de equivalência, como foi feito no Protocolo de Kyoto, para negociar créditos de carbono. Melhor seria que essa incerteza fosse claramente indicada para evitar desperdícios com medidas de eficácia desconhecida.

Esses valores, que correspondem à resposta a um pulso do gás ao longo do tempo, estão mostrados na Tabela 2. Um bom e didático resumo sobre os convenientes e inconvenientes de usar um ou outro indicador na comparação dos gases é apresentado na Ref. (EFCTC, 2016). A razão alegada nesse artigo para adotar o GWP é que ele é menos sujeito a alterações ao longo do tempo, por variações na metodologia. As incertezas metodológicas sobre os valores de GWP são estimadas em 26%, associadas ao efeito do CO2 tendo em vista os diferentes processos para sua absorção ao longo de 100 anos. Esta incerteza afeta igualmente o GWP e o GTP. As incertezas relativas ao metano são ainda maiores, porque o tempo de absorção do CH4 ainda é indeterminado e parece depender do ambiente em que ele é lançado. O principal mecanismo de seu desaparecimento seria através de reação química com o radical OH:

                   OH+CH4 → CH3+H2O

podendo se constatar valores diferentes de vidas médias dependendo da abundância desse radical na atmosfera que é variável por localização geográfica. Ademais existem outros mecanismos de absorção com dinâmica própria que tornam a projeção da vida média do metano complexa. A ação humana se dá em paralelo com a ação pré-existente da Natureza como foi mostrado na Tabela 1.

A alegação para não usar o GTP é que a combinação das duas incertezas (CO2 e CH4) resultaria em uma incerteza de ± 96% no valor do GTP do equivalente do metano em CO2. Isso tornaria inconveniente usar a equivalência baseada no efeito sobre a temperatura (GTP) ao invés do GWP, baseado no poder de radiação que apresenta menor incerteza. A diplomacia e os órgãos técnicos brasileiros defendem a adoção dos valores do GTP como equivalência. A posição parece sensata porque, ainda que os valores estejam sujeito a erros, eles medem o que realmente interessa: o efeito sobre a temperatura. 

Esta diferença de posições entre os países e sua possível motivação é discutida na referencia (Chang-ke, et al., 2013). As emissões brasileiras, entre 1990 e 2005, seriam 42% menores usando-se, ao invés da equivalência GWP a GTP. Para os EUA, essa variação seria de 9%, para o Japão 5%, para a União Europeia – UE 11% e para a China 19%. O uso do GTP em lugar do GWP é favorável à China, Índia, Brasil, Austrália e Rússia, mas desfavorável para UE, EUA, Japão, Canadá, e África do Sul.

 Note-se que os parâmetros usados por estes autores são diferentes dos mostrados na Tabela 2 para equivalência em CO2 do metano: 18 para o GWP e 0,26 para o GTP. Isto faz parte da diversidade de parâmetros usados, tendo em vista as incertezas existentes. A conclusão importante é que existe um fator político atribuído à opção dos países por uma ou outra equivalência.

A Figura 5, usando as equivalências da Tabela 2, compara, para o ano de 2012, os valores de emissões do Brasil e do Mundo, em equivalente a CO2, utilizando GWP e GTP.

A participação do metano muda consideravelmente quando se passa de uma equivalência a outra; no valor global, há uma redução de 17% para o valor mundial e, de 40%, para o caso do Brasil. Notar também que a contribuição do metano para as emissões de gases de efeito estufa na equivalência GTP é de apenas 3% o que a torna pouco relevante no quadro global.

Figura 5: As emissões mundiais são menos alteradas quando se passa da equivalência do GWP para o GTP caindo 17%, já as do Brasil caem 40%; nos dois casos, cai muito a importância relativa das emissões de meta.no

Como a equivalência adotada internacionalmente é a GWP, isto se reflete na concentração do esforço brasileiro em reduzir as emissões para a área de pecuária, maior responsável pela emissão de metano. Muitas das medidas propostas pelo Brasil no Quadro das “Contribuições Nacionalmente Determinadas” – CND seriam alcançadas com o aumento de produtividade e teriam talvez uma justificativa econômica, mesmo sem considerar as emissões. Entretanto, mesmo esse tipo de mitigação, exige investimentos que elevariam o custo do produto e cujo retorno ainda não foi comprovado. Também o esforço na área do desmatamento, não foi incluído nesse levantamento, baseado no Banco de Dados do Banco Mundial. O metano é o gás, que maior contribuição tem nas emissões brasileiras (exceto uso da terra) o que é absolutamente atípico nos grandes países.

Com tantas incertezas sobre a real efetividade das medidas propostas, quarenta por cento dos nossos problemas de emissão, não provenientes do uso da terra, podem ser “fake”. Assim, parece mais sensato dedicar os esforços de mitigação para áreas mais promissoras e de menor incerteza.

Como tudo tem seu lado econômico, que vai além do efeito estufa, o caráter extensivo de nossa pecuária diminui sua produtividade física (menos gado por unidade de área de pasto). A prática da criação extensiva se deve a abundância de terras, consequentemente de seu baixo preço no Brasil, especialmente em regiões de fronteira agrícola. Essa modalidade de exploração de gado de corte exige maior tempo de engorda e, por consequência, gera maior quantidade de metano por kg de carne. Na criação intensiva de gado que predomina nos países desenvolvidos, o tempo de abate é menor e a emissão direta é menor por kg de carne produzida.

Se essa criação extensiva consegue predominar sobre a intensiva em boa parte do território nacional, deve existir uma racionalidade econômica que a torne competitiva, e que deve ser também uma das causas da competitividade brasileira no mercado internacional.

Outro ponto que deve ser considerado, é que esse tipo de criação é, usualmente, a primeira ocupação permanente em áreas desmatadas. Isto faz com que a criação de gado seja muitas vezes vista como fator indutor do desmatamento. Essa afirmação é contestada pelo Setor Agropecuário que vê essa primeira ocupação como consequência desse desmatamento mais do que ser sua real indutora. De qualquer forma, o Brasil, como exportador de carne, está abrindo um flanco a nossos produtos que podem passar a ser discriminados por serem menos ecológicos que a carne criada com métodos modernos.

Muito provavelmente, se o metano emitido for convertido em CO2 pela equivalência GTP, a criação extensiva pode até significar um conteúdo resultante de carbono menor que da criação intensiva. Com efeito, na criação intensiva o gado é alimentado com uso de insumos (fertilizantes, combustíveis, equipamentos) com teor implícito de CO2 maior que os usados na criação extensiva conforme ocorre no Brasil que poderia ser considerada “orgânica”. Deve-se lembrar, que na contramão do que seria melhor para diminuir as emissões do gado, há um movimento mundial para evitar o sofrimento das aves confinadas na produção de ovos[4]. Se aplicado ao gado de corte, essa preocupação favoreceria a criação extensiva.

As metas de contribuição do Brasil anunciadas em Paris, trarão ônus extra para o Setor Agropecuário que é responsável por atender por uma das partes mais críticas da contribuição brasileira para o Acordo de Paris. Com efeito, recai sobre o Setor a responsabilidade de reduzir suas emissões, relativas de 2005, a praticamente à metade em 2025 (Feu Alvim, et al., 2017). Não faltam ainda vegetarianos e outras tendências que encontram nas emissões de metano mais uma razão para suas causas. Isso vai atingir os interesses dos produtores e ajudar a discriminar a carne produzida por processos mais extensivos (e naturais). Estudos do conteúdo de carbono equivalente por produto devem ser feitos com os dois índices para apurar o risco de se estar aplicando medidas contraproducentes do ponto de vista do controle do aumento de temperatura.

4.   A Posição dos Cientistas frente ao Efeito Estufa

A questão do efeito estufa colocou os cientistas em uma incômoda situação política. De repente, o cientista se vê na posição de defensor de uma causa: convencer população e governos de que o efeito estufa existe e devem ser tomadas medidas a respeito.

É normal que o cientista, que também é um cidadão do mundo, use suas convicções científicas para orientar sua atuação política. O que é absolutamente inconveniente é que essas convicções passem a orientar sua atuação no campo da ciência onde a atitude crítica é metodologicamente indispensável. Os cientistas sabem que essa interferência tende a existir, mas se escudam na metodologia para identificá-la e evitá-la. Nessa questão específica das Mudanças do Clima, eles enfrentam outra questão importante: a ONU lhes deu a missão de aconselhar a atuação da sociedade mundial e de seus países frente ao problema.

Quanto à maneira de enfrentar as mudanças climáticas, existem duas opções fundamentais: tentar evitá-la (mitigação) e/ou adaptar-se a seus efeitos (adaptação). A adaptação, na área de mudanças climáticas, é talvez a opção de maior relevância para um país em desenvolvimento como o Brasil. Fundamentalmente, considera-se que o aumento da temperatura é inevitável e que deveríamos usar nossos parcos recursos em adaptação. Pesa em favor dessa posição o fato de nossa responsabilidade histórica sobre o aumento de gases de efeito estufa na atmosfera ser pequena.

Há um consenso, aliás, que os países mais pobres serão os que mais sofrerão os efeitos do aumento da temperatura global. Isto nos levaria a concluir que devemos chegar a este futuro longe da pobreza que já é catastrófica no País, especialmente nas regiões que mais seriam atingidas pelas mudanças climáticas (Norte e Nordeste).

Este fato reforça a posição aqui exposta que o Brasil deve rever suas metas à luz da contabilidade das emissões com base no GTP. Medidas que são positivas na contabilidade GWP podem se revelar negativas, do ponto de vista do aquecimento global. Deve-se considerar a incerteza dos modelos relativos à vida média do metano e à evolução de seu conteúdo na atmosfera para o qual parece não existir ainda um mínimo de consenso. Enquanto isso, seria interessante que as medidas de mitigação de metano se limitassem as que se revelem positivas na equivalência GTP.

Notas:

[1] ppm, parte por milhão e ppb, parte por bilhão (em massa).

[2] Matematicamente, isto significa que  dN/dt = N*k onde k seria uma constante e N* a concentração inicial.

[3] The IPCC SRES (Nakic´enovic´ et al., 2000) developed 40 future scenarios that are characterized by distinctly different levels of population, economic, and technological development. Six of these scenarios were identified as illustrative scenarios and these were used for the analyses presented in this chapter. The SRES scenarios define only the changes in anthropogenic emissions and not the concurrent changes in natural emissions due either to direct human activities such as land-use change or to the indirect impacts of climate change.

[4] BRF deixará de usar ovos de galinhas confinadas em gaiolas até 2025 https://www.worldanimalprotection.org.br/not%C3%ADcia/brf-deixara-de-usar-ovos-de-galinhas-confinadas-em-gaiolas-ate-2025

Bibliografia

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ANEXO: Valores projetados pelo Terceiro Relatório de Avaliação do IPCC para concentração dos principais gases de efeito estufa, meia vida do metano e concentração de OH.

Figura A1: Projeção de concentração dos principais gases de efeito estufa para os diversos cenários para o Terceiro Relatório (TAR) do IPCC 
[Baseado nas Figuras 3.12 e 4.14 do original]. Os gráficos mostram que as incertezas sobre o metano são maiores que as sobre a de outros gases

Ampliação da Figura A1, sobreposta a valores reais médios observados


Figura A.2: Uma superposição do comportamento observado para o CO2 e as concentrações realmente verificadas mostra a confiabilidade das previsões para o TAR, ao contrário do que ocorreu com as de CH4

Figura A3: Projeções para o tempo de vida correspondente às hipóteses para o metano (à esquerda) e concentrações de OH correspondentes (à direita) que apresentam comportamentos inversos ao longo do tempo.

 

Parcerias no Setor Nuclear Brasileiro: Condições de Contorno

Artigo:               

CONDIÇÕES DE CONTORNO PARA
PARCERIAS NO SETOR NUCLEAR BRASILEIRO

Carlos Feu Alvim e Olga Mafra
feu@ecen.com e olga@ecen.com

Resumo

A maior participação do capital privado na área nuclear se inscreve dentro da tentativa geral de levantar os obstáculos para o desenvolvimento na área.

Como se trata de uma área reconhecidamente estratégica, por razões que são enumeradas no trabalho, tem-se que definir os limites do que é estratégico e até onde vai a participação do Estado

Palavras Chave

Angra 3, balanço de pagamento, contas nacionais, monopólio nuclear, parcerias,  RMB, radiofármacos, setor nuclear, área estratégica.

_______________________________

 

 1.   Introdução

O tema Modelos de Parcerias no Setor Nuclear Brasileiro foi sugerido aos autores pelos organizadores do SIEN 2018[1] onde foi feita uma apresentação a respeito. A proposta deste artigo foi abordar o assunto através das condições de contorno existentes para essas parcerias no Brasil atual.

As parcerias surgem como uma maneira de renovar o ambiente institucional, no quadro atualmente existente no Brasil, onde existe o monopólio estatal sobre a maior parte das atividades nucleares. Esse monopólio pode ser, desde já, considerado uma das condições de contorno a ser discutida.

A consideração inicial que se faz é que essa abertura a parcerias pode ser encarada positivamente como uma oportunidade de suavizar o monopólio para mantê-lo em seus aspectos essenciais ou, negativamente, como uma forma de enfraquecer o monopólio e até mesmo para eliminar o uso energético nuclear no País como já fizeram alguns países.

Parte-se aqui do princípio de que o domínio da tecnologia nuclear tem um caráter estratégico e é propósito nacional manter a atividade existente e preservar os desenvolvimentos já alcançados. Para que um país alcance sucesso, em qualquer atividade de importância estratégica de longo prazo, é necessário uma Política de Estado.

Na área nuclear, isto é evidente porque os projetos nucleares de qualquer natureza forçosamente ultrapassam os períodos de um ou dois mandatos presidenciais. São exemplos a construção de reatores para geração de energia, construção de submarinos nucleares, construção de instalações de qualquer etapa do ciclo do combustível nuclear e a construção de reator de teste de materiais e produção de radioisótopos.

Uma Política Nuclear precisa ter durabilidade e isto só é possível se ela for um reflexo da vontade nacional, portanto ela necessita de um consenso nacional o que significa uma aprovação ampla, embora não obrigatoriamente uma unanimidade. Um significativo progresso foi realizado, no final desse governo através do Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro – CDPNB (Brasil, GSI/PR, 2018) que aprovou uma Política Nuclear Brasileira que esta à espera de aprovação do Presidente da República.

No Brasil, a presença do Estado nas atividades nucleares é indispensável pela própria natureza dessas atividades. Tomando o caso mais evidente, seria impossível de se imaginar, por exemplo, transferir instalações de enriquecimento usando um processo de privatização por licitação, por mais que existam interessados.

Não que isso não seja possível em outras sociedades; os EUA optaram por ter instalações de enriquecimento por ultra -centrifugação, construídas através de capitais externos, em seu território. Lá isto é possível pelo amplo Domínio do Estado sobre toda a atividade privada na área.

No Brasil Isto significaria transmitir para particulares uma tecnologia cujo derivativo pode estar associado à produção de uma arma nuclear. No caso da venda para outros países isso significaria abrir mão do esforço realizado para vencer dificuldades, dos mais variados tipos, para desenvolver o ciclo do combustível nuclear. Vale lembrar que a transferência de tecnologia nessa área nos foi vetada e o esforço teve que ser realizado com tecnologia própria.

Um progresso na área de desestatização ocorreu através da Emenda Constitucional nº 49, de 2006 (Brasil , 2016) que autorizou a iniciativa privada, sob o regime de permissão, a produção, comercialização e utilização de radioisótopos de meia-vida igual ou inferior a duas horas para uso médico.

Está em discussão, entre outros assuntos, no âmbito da CDPNB a maior flexibilização da comercialização e utilização de radioisótopos de maior vida média em pesquisa e usos médicos, agrícolas e industriais (Anexo 1).

Portanto, dependendo da área do setor nuclear em questão, pode haver ou não, interesse do País em estabelecer parcerias internas ou externas com empresas ou instituições, publicas ou privadas, sempre que mantido o controle e supervisão governamental.

2.   O Caráter Estratégico da Energia Nuclear

A questão nuclear lida com macro-objetivos nacionais. Por essa razão, esse assunto é considerado como estratégico no Brasil e em todos os grandes países do mundo sem exceção. Ou seja, a primeira “condição de contorno” da questão nuclear é que este é um assunto estreitamente ligado aos macro-objetivos nacionais.

2.1 Macro-objetivos Nacionais Ligados ao Setor Nuclear

Deve-se lembrar, primeiramente, que os objetivos que levaram ao Monopólio Nuclear (no início da década de 60 e que aos poucos foi sendo modificado) não são mais os mesmos da época do estabelecimento do monopólio. (Artigo 177 da Constituição de 88 e Art. 21 Competência).

Na época, o Brasil ainda não renunciara à posse de explosivos nucleares bélicos o que só veio a fazer por dispositivo constitucional de 1988. Também somente em 1992, com o Acordo Bilateral com a Argentina, os países renunciaram de uma forma abrangente aos explosivos nucleares, mesmo pacíficos, aceitando, em seguida, através do Acordo Quadripartito, as inspeções da Agência Internacional de Energia Atômica em conjunto com a ABACC.

Por outro lado, a defesa do país frente a uma ameaça de agressão nuclear segue sendo premissa de todas as nações, mas ela só se efetiva formalmente quando claramente configurada a ameaça. Defesa nuclear própria ou através de aliados são os recursos genericamente utilizados nas regiões onde a ameaça é bem definida. Há um consenso muito amplo de que nossa região (América Latina e Caribe) não esteve nem está diretamente ameaçada por armas nucleares. A estratégia regional para manter afastada a ameaça nuclear, é não desenvolver nem admitir a presença de armas nucleares na Zona Livre de Armas Nucleares, estabelecida pelo Tratado de Talatelolco.

Explicitando, Nuclear é estratégico por duas razões principais: ser fonte de energia usada para fins de defesa e ser importante na autodeterminação energética e tecnológica.

O Brasil optou por não desenvolver armas nucleares, mas considera necessário desenvolver a propulsão nuclear e usá-la em embarcações militares, como o facultam todos os tratados até aqui firmados pelo País. Acertadamente, nossa Política de Defesa inclui como tecnologias estratégicas a nuclear, a espacial e a cibernética.

Não se pode também esquecer que existem restrições tecnológicas em várias áreas, com motivação alegadamente de proliferação nuclear, que terminam por atingir muitas outras atividades econômicas. Grupos como o NSG (sigla em inglês para Grupo dos Supridores Nucleares) denominam essas tecnologias como “duais” e controlam o acesso a elas. A única maneira efetiva de se livrar definitivamente dessas restrições é ter essas tecnologias disponíveis no País. Isso é muitas vezes necessário até para não usá-la em uma atividade e adquirir os equipamentos do exterior. A autodeterminação exige, portanto, a posse de várias tecnologias nucleares ou de tecnologias a elas relacionadas.

As discussões sobre parcerias dependem do posicionamento da sociedade sobre esses itens, porque implicam em atrair capitais privados para os empreendimentos, o que pressupõe existência de segurança jurídica e institucional.

Pode-se assinalar as principais linhas de ação relacionada a três Macro-objetivos, assinalados nos parênteses:

1. Desenvolvimento Nuclear (Defesa Nacional)

  • Acompanhar o desenvolvimento da tecnologia nuclear;
  • Desenvolver e construir um submarino com propulsão nuclear;
  • Alcançar independência em todas as fases do ciclo nuclear na fabricação de combustíveis;
  • Desenvolver o Reator Multipropósito Brasileiro, RMB para teste de materiais, produção de radioisótopos e para desenvolvimento científico;
  • Alcançar o domínio de tecnologias que possam impedir outras aplicações pacíficas.

2. Geração de eletricidade (Segurança Energética e Ambiental)

  • Desenvolver a geração de eletricidade e ser capaz de participar da indústria nuclear;
  • Terminar Angra 3 e definir um programa de centrais elétricas para atender parte da necessidade de energia firme no País e para limitar a emissão de gases de efeito estufa.

3. Maior uso de radioisótopos, sobretudo na Medicina (Segurança na Saúde)

  • Maior disponibilidade de radioisótopos, principalmente para usos medicinais;
  • Reator Multipropósito.

No que se refere ao Macro-objetivo de Segurança Institucional e Jurídica existem também providências a serem tomadas na área nuclear, no entanto, as linhas de ação ainda não estão definidas e devem se subordinar à Política Nacional Nuclear que foi aprovada pelo CDPNB e aguarda ser oficializada. Elas não envolvem diretamente o tema parcerias, mas são importantes para criar o ambiente adequado para que se desenvolvam.

Dentro desse macro-objetivo, é importante definir uma estrutura de comando do Setor Nuclear, ligada ao mais alto nível do Governo. A ativação do CDPNB com sua Secretaria Executiva localizada no Gabinete de Segurança da Presidência da República – GSI-PR é parte disto. Também é necessário equacionar a função regulatória, levando em conta as características de cada um dos macro-objetivos. Isso já foi feito para o caso do submarino nuclear com criação de agência específica para licenciamento do submarino nuclear (Marinha do Brasil, 2018) a Agência Naval de Segurança Nuclear e Qualidade.

Igualmente, para a produção, comercialização e aplicação de radioisótopos, uma estrutura mais ágil e descentralizada é necessária para a regulação. Finalmente, as funções executiva e regulatória da CNEN devem ser feitas por entidades distintas. O licenciamento de grandes instalações precisa ter um processo unificado, de preferência de uma única agência, certamente que com consulta às demais. Atualmente, existem posições divergentes das agências que chegam a impor exigências contraditórias. Há países que progrediram na unificação do processo decisório e isso é crucial para grandes empreendimentos.

2.2  Nuclear sendo Estratégico: É Necessária a Presença do Estado?       

Admitindo-se que o Setor Nuclear é estratégico, ainda resta a questão se é necessário um efetivo controle do Estado sobre suas atividades. Um forte indicador disto é aquilo que é feito, na maioria dos grandes países. Eles exercem o monopólio sobre o Setor. Pode ser um monopólio direto, como o da França, Coreia do Sul, Rússia, China e Argentina ou um forte domínio do Estado sobre o Setor como exercem os EUA através do Departamento de Energia e dos Laboratórios Nacionais e o Japão pela simbiose existente Governo/Indústria. Isto para ficar nos atores importantes na indústria nuclear mundial e em nossa vizinha Argentina, muito ativa na indústria de reatores de investigação.

Deve-se notar que mesmo em países que renunciaram ao uso energético nuclear na área civil, como a Itália, ou estão renunciando, como a Alemanha, a decisão foi de Estado. Assim como o foi a decisão de, contraditoriamente, continuar compartilhando (com os EUA, via OTAN) armas nucleares de destruição em massa, estacionadas em seu território.

No Brasil, a decisão pelo uso somente pacífico da energia nuclear é uma decisão constitucional, portanto estratégica, assim como o é a de estatizar grande parte da atividade nuclear. Trata-se, portanto, de decisões tomadas no maior nível hierárquico do País cuja essência deve, em princípio, ser mantida.

O que a Constituição estabelece para o monopólio é resumido abaixo referido ao Artigo 177 da Constituição de 88 sobre o Monopólio da União e Art. 21 da Competência:

Art. 177 § V “Explorar os serviços e instalações nucleares de qualquer natureza e exercer monopólio estatal sobre: pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados”, com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão ser autorizadas, sob-regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII do caput do art. 21 desta Constituição Federal.” (Redação dada pela Emenda Constitucional № 49, de 2006). Sob Permissão são autorizadas: Comercialização e a utilização de pesquisas e usos médicos, agrícolas e industriais de radioisótopos (de modo geral), bem como, produzir isótopos meia vida igual ou superior a 2 horas. 

Ao se pensar em parcerias, pensa-se, logicamente em participação da iniciativa privada nas atividades ainda sujeitas ao monopólio. Como ponto de partida, é bom lembrar que o monopólio não exclui automaticamente essa participação. Existem vários exemplos históricos de participação de empresas, inclusive estrangeiras, em plena vigência do monopólio, anteriores, no entanto, à atual formulação constitucional. É preciso levar em conta que permanecem válidas as razões maiores que determinaram a atual redação constitucional: o uso da energia nuclear é para fins pacíficos e objeto de decisões de Estado. As modificações, se necessárias, devem preservar esses princípios inscritos na Lei Magna.

A seguir, procura-se especificar dentro dos três macro objetivos identificados, porque são necessárias parcerias, dando destaque à geração de eletricidade, preocupação maior do assunto parcerias no momento atual.

2.3 Estatizar é sempre Bom para a Autonomia Tecnógica?

Na contramão dos que consideram que somente entidades estatais podem atuar em áreas estratégicas, há o exemplo da atuação da Orquima S. A. da época de Krumholz na área de terras raras (de Souza Filho, et al., 2014). Nas décadas de 1940 e 1950, por meio da iniciativa privada (ORQUIMA S.A.), sob liderança de Pawel Krumholz, o país dominou o processo de extração, separação e obtenção de óxidos de terras raras de elevada pureza (chegando a 99,99%).

A empresa processava cerca de duas mil toneladas de monazita por ano, chegando, por exemplo, a fornecer Eu2O3 para a fabricação de barras metálicas destinadas ao controle, por absorção de nêutrons, do reator do primeiro submarino nuclear do mundo, o Nautilus. Em 1962, juntamente com Krumholz, o Brasil chegou a produzir cerca de 10 g de Lu2O3 de alta pureza
(> 99,9%); era a maior quantidade desse composto já produzida no mundo.

Neste caso, a estatização da Orquima, através da Nuclemon (subsidiária da Nuclebras) não resultou em progresso na área e o Brasil passou a mero exportador de matéria prima deixando de produzir e exportar terras raras. É verdade também que decorreu da atividade da Orquima, um reconhecido passivo ambiental, consubstanciado na chamada “torta II” um “rejeito” rico em tório, mas também contendo seus descendentes radioativos que ficou nas mãos da INB.

Como conclusão, as parcerias do capital privado na energia nuclear podem ser úteis na ajuda do financiamento daquelas áreas que já são economicamente viáveis como aconteceu com as aplicações de radiofármacos de vida curta na medicina nuclear.

Sobre a participação do capital externo, no entanto, sempre se deve ter em conta em que medida a possível desnacionalização estaria na contramão do reconhecido caráter estratégico da atividade e se isso não fragiliza a própria segurança energética. Feita esta análise, não há porque se rejeitar essa participação, se submetida às razões de Estado.

3.   As Parcerias Possíveis

3.1 Parcerias no Objetivo um:
Desenvolvimento Nuclear e Submarino

No Objetivo Desenvolvimento Tecnológico e Submarino busca-se parceria com quem está disposto a colaborar com a fabricação de submarinos, mantida a independência nas atividades tecnológicas relacionadas ao ciclo do combustível nuclear. Conforme já foi citado, a transferências de tecnologia externa é, de modo geral, bem-vinda, mas existem limitações s que temos que superar com nossos próprios recursos.

No que concerne à construção da parte convencional de submarinos foi criada a Itaguaí Construções Navais, parceria da estatal francesa Naval Group com a Odebrecht (goldenshare Marinha através de Emgepron) na construção de submarinos e que prevê a construção de quatro submarinos convencionais e um submarino nuclear sendo a parte nuclear de desenvolvimento próprio. Essa associação é uma prova cabal de que é possível uma parceria, inclusive com praticamente o total das ações privadas e com forte participação externa (Poder Naval, 2009).

A parceria interna entre o setor civil e militar deveria ser reforçada no País e é uma oportunidade importante de desenvolvimento do ciclo do combustível e no aproveitamento de seus spin-offs. A Parceria entre a Marinha e a CNEN foi muito profícua no passado, com destaque na participação do Instituto de Pesquisas Energéticas e Nucleares – IPEN. Seria desejável que essa parceria interna do setor civil e militar fosse mantida de uma maneira institucional. O IPEN-SP dispõe já atualmente de toda a tecnologia para fabricação de elementos combustíveis tanto do reator IEAR1 como da crítica MB01, e do Reator Multipropósito Brasileiro, mas quem dispõe da etapa de enriquecimento a 19,99% e está desenvolvendo a etapa de conversão em escala semi- industrial é o Laboratório de Aramar que pertence à Marinha.

No projeto do Reator Multipropósito a cargo do IPEN/CNEN, que será localizado no município de Iperó no Estado de São Paulo, existem as parcerias com a INVAP, empresa Argentina, e com a Amazônia Azul Tecnologias de Defesa S. A. – AMAZUL. Além da produção de radioisótopos, o RMB também tem como funções básicas a realização de testes de irradiação de combustíveis nucleares e materiais estruturais utilizados em reatores de potência, bem como a realização de pesquisas científicas com feixes de nêutrons. Para este fim serão necessárias parcerias com universidades e centros de pesquisa que ora já se iniciam.

A ampliação da Usina de Enriquecimento Isotópico de Urânio na INB, para produção de material que será utilizado nos reatores de potencia continua sendo feita em cooperação com a Marinha do Brasil e esse desenvolvimento se dá com tecnologia autônoma.

Por sua vez, as parcerias com empresas privadas para o fornecimento de componentes dos elementos combustíveis devem ser facilitadas e desburocratizadas.

Existe a possibilidade de uma possível abertura no caso particular da mineração. Na área de mineração é possível a formação de associações minoritárias e isto já ocorreu no passado dentro do monopólio. A Nuclam era uma companhia mista formada na época com 51% da Nuclebras e 49% da Urangeselschaft, com compra de minério associado e compra de serviço de mineração.

A flexibilização do monopólio pode ser benéfica na área de mineração e beneficiamento de urânio, mantendo-se a comercialização no monopólio. Um ponto muito importante a ser considerado é que um estoque estratégico para atender usinas nucleares nacionais (atuais e futuras), os reatores de pesquisa e o submarino deveria estar sob ativa supervisão estatal.

3.2  Parcerias no Objetivo dois:
Construção e Operação de Usinas Nucleares (Geração de Eletricidade)

Vale lembrar que dentro do monopólio, não há restrições à contratação de terceiros, em uma ampla faixa de atividades, como ilustram os exemplos:

  • Angra 1 praticamente “chave na mão”, teve a supervisão da NUCON (empresa do grupo Nuclebras), sendo a proprietária Furnas;
  • Existe a participação tradicional de empresas privadas (nacionais e estrangeiras) na construção, montagem e fabricação de alguns componentes das usinas nucleares;
  • Durante a época da vigência do Programa Nuclear com a Alemanha, empresas mistas, muitas vezes com predomínio técnico dos alemães, participavam nas diversas etapas do ciclo nuclear.

Outros tipos de participação são ainda possíveis dentro do atual monopólio:

  • Parceria na operação da NUCLEP, área não sujeita ao monopólio;
  • Fornecimento de grandes equipamentos e serviços;
  • Participação financeira externa na Eletronuclear, sempre com caráter acionário minoritário.

Ou seja, a participação acionária na Eletronuclear, chave no processo de parcerias, não é impedida pela Constituição. No estabelecimento das condições de funcionamento dessa parceria podem surgir obstáculos legais que podem vir a necessitar de ajustes legislativos e, eventualmente, modificações constitucionais pontuais que preservem os princípios nela consagrados.

Do ponto de vista do cumprimento dos objetivos, é essencial que se observem três pontos essenciais:

  • Transferência tecnológica deve ser determinante na escolha do parceiro;
  • Devem ser consideradas as limitações de endividamento externo, essas considerações são ainda mais importantes em áreas onde possa ser rompido o monopólio.

Sobre a questão do endividamento, ou de maneira mais abrangente, do passivo externo considera-se necessário destacar alguns pontos que serão abordados no item quatro. São questões fundamentais também na abordagem das privatizações a definição e o significado de empresas “não residentes” e “residentes”.

3.3 Parcerias no Objetivo três:
Uso de Radioisótopos

Desde a década de 60, a CNEN, por meio dos seus Institutos de Pesquisa, evoluiu dos trabalhos pioneiros feitos no IPEN, para uma verdadeira indústria, fornecendo rotineiramente 38 produtos a muitos hospitais, clínicas e indústrias. Esses radioisótopos são tanto produzidos em reatores nucleares de pesquisa quanto em cíclotrons, e essenciais ao abastecimento das atividades de aplicações de radioisótopos no país.

Com a flexibilização do monopólio (Emenda Constitucional – EC, № 49/2006), que alterou dispositivos da Constituição de 1988, esse panorama foi modificado e é crescente a presença de empresas privadas na área de aplicações de radioisótopos na medicina e diagnósticos, o que mostra o acerto da medida. O setor privado teve permissão de investir nessa atividade (fabricação, comercialização e uso), podendo produzir radiofármacos com meia-vida de até duas horas, como é o caso da fluordesoxiglicose (18F-FDG), radiofármaco amplamente utilizado em diagnósticos.

Após a aprovação dessa Emenda, o número de cíclotrons produtores do 18F-FDG e, consequentemente, a quantidade de clínicas de medicina nuclear que os utilizam cresceram muito.

Na área de meias vidas mais longas, a comercialização e uso se dão mediante permissão. Deve-se considerar que a maior parte do uso de radioisótopos nessa área se dá com Molibdênio importado, gerando Tecnécio. O gerador de Tecnécio é feito no Brasil unicamente no IPEN, por constituir monopólio da união uma vez que seu precursor (Molibdênio-99) é subproduto da fissão de “minério nuclear”.

A separação é simples por passagem de um solvente, não deveria ser considerada “fabricação” e poderia ser feita por empresas particulares. A limitação a uma maior participação da iniciativa privada está vinculada à interpretação do termo fabricação que está incluído no monopólio. O grupo de trabalho GT-3 criado pelo GSI/PR esteve tratando do assunto já emitiu uma primeira proposta de ações.

Deve-se assinalar que a produção de Mo-99 a partir da fissão, envolve irradiação de urânio, separação de produtos de fissão, portanto é tecnologia sensível, próxima do reprocessamento, e faz parte do monopólio. O RMB que deverá produzir isótopos o fará por essa tecnologia.

4.   As novas regras das Contas Nacionais e do Balanço de Pagamentos

Sem muito alarde, regras do FMI para o Balanço de Pagamentos e mudanças no Sistema de Contas Nacionais, capitaneadas pelo Banco Mundial (E&E № 96) alteraram profundamente as Contabilidades Externa e Nacional do Brasil, tendo como resultado:

Investimentos e reinvestimentos de empresas não residentes no Brasil em suas filiais passaram a fazer parte da Dívida Externa do País. Recentemente os investimentos diretos em fundos de renda fixa de não residentes, também passaram a integrar a dívida externa.

A produção de empresas sobre controle de não residentes passou a ser considerada integrada ao PIB dos países dos acionistas residentes; isso se aplica especificamente à eletricidade, ou seja, a eletricidade produzida no País por empresa não residente entrará no rol das importações se consumida no Brasil, ainda que produzida com a energia hídrica (ou nuclear) brasileira.

De acordo com as regras do Balanço de Pagamentos, qualquer investimento externo realizado no país entra para o passivo externo brasileiro, registrado na Posição Internacional de Investimentos, não importando, se ostenta a classificação de investimento de risco ou aplicação de capital.

Para quem acha que isto não é importante, é útil lembrar que foi apenas uma opção contábil, o registro desse passivo como dívida externa. Isso aconteceu recentemente (2014) quando 120 bilhões de “investimentos diretos” em renda fixa foram integrados à dívida externa brasileira.

A classificação de empresas, nas Contas Nacionais e Externas (normas FMI), passou a ser de Residente e Não Residente.

Empresa Residente é a empresa que têm efetivo controle de indivíduos residentes no País. Está classificação ainda não foi inteiramente implantado e sua vigência dependerá de mudanças na contabilidade das empresas. Normas internacionais, implantadas no Brasil de forma praticamente automática pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, com predominância das associações empresariais, se encarrega dessas mudanças. No caso do Setor Elétrico, a ANEEL, na prática, simplesmente homologa o “Pronunciamento” do CPC.

Como já assinalado, investimentos e reinvestimentos externos em empresas residentes, com participação de capital de não residentes, são incorporados à divida externa.

Desta forma, a produção de eletricidade por empresas de capital externo no Brasil ou terá seu investimento e reinvestimentos registrados na dívida externa (empresas consideradas residentes) ou será classificada como produção externa (empresa não residente) e considerada importada se consumida no Brasil.

Esse é um fato não discutido atualmente no açodado processo de privatização. Por isso, faz uma enorme diferença quando privatização significa uma desnacionalização, entre a venda para não residentes ou uma venda para residentes no País.

A venda para não residentes implica em aumento imediato da dívida externa ou na desnacionalização definitiva (mudança de nacionalidade) do seu produto. Se isso se faz a preços aviltados pela crise, a consequência pode ser a perda definitiva das reservas naturais, sujeitando-se o País a importar seus próprios recursos.

Notar ainda que a determinação da pátria do capital não se dá mais por nacionalidade, mas, por residência[2]. Portanto, não basta assegurar que os setores privatizados continuem em mãos de nacionais, mas assegurar que continuem em mãos de residentes no País.

Para os que acreditaram que a dívida externa desapareceu, porque estaria anulada por nossas reservas internacionais, é bom lembrar que existem para elas dois valores:

  • O que aparece nas Notas à Imprensa do Banco Central (comparado às reservas) é a dívida externa “sem as operações intercompanhia e títulos de Renda Fixa negociados no mercado doméstico” cujo total, em dezembro de 2017 era de 321 bilhões de dólares;
  • O que incorpora os valores considerados pelo FMI que consta nas planilhas anexas do próprio Boletim que é mais do dobro da tradicional. Esta é a que será divulgada pelo Banco Mundial e considerada nas análises de risco que é de 684 bilhões de dólares.

A Tabela 4.1 mostra os valores da dívida externa no seu conceito tradicional e considerando os adicionais recomendados pelo FMI, indicados por um asterisco. São indicados ainda os percentuais do PIB envolvidos e do total das exportações bem como a dívida líquida nas duas hipóteses.

Tabela 4.1: Componentes do Passivo e da Dívida Externos

 ExternosUS$ bilhões% PIB% Export.
Dívida Externa Bruta
(conceito tradicional)
32118% 
Operações Intercompanhia (*)23613%112%
Títulos de Renda Fixa detidos
por não residentes (*)
1277%60%
Dívida Externa Bruta
(normas FMI)
68438%326%
Reserva 38621%184%
Dívida Externa Líquida “Tradicional”-65-4%-31%
Dívida Externa Líquida29817%142%
Passivo Bruto da PII158088%752%
Ativo da PII85848%408%
PII Líquido72240%344%
PIB estimado1800100%857%
Exportações21012%100%

(*) Acréscimos à Dívida resultantes de modificações introduzidas nas Contas Nacionais

A Figura 4.1 mostra estes valores para 2017 e realça o tamanho da Dívida Externa com a inclusão dos novos componentes e compara o resultado com o montante das reservas internacionais.

A dívida externa líquida, não considerando os aditivos do FMI é negativa (321 – 386 = -65 US$ bi). Na contabilidade do FMI, a dívida externa líquida brasileira é de cerca de 300 bilhões de dólares, equivalente a 17% do PIB e 142% das exportações de do ano de 2017. Chama a atenção o valor do Passivo Bruto apurado na PII que já atinge a 88% do PIB e cerca de 750% do valor das exportações. Já ficou demonstrado, que não existe barreira sólida entre o Passivo e a Dívida e não será nenhuma surpresa que novas transferências se verifiquem.

Figura 4.1: Comparação da dívida externa e reservas ao final de 2017
(*) Parcelas acrescidas por recomendação do FMI.

A Figura 4.2 mostra o processo de formação do Passivo Externo Bruto, apurado pela Posição Internacional de Investimentos, para o final de 2017. São resultados da contabilidade externa do Brasil, orientada pela Sexta Edição do Manual do Balanço de Pagamentos e Posição Internacional de Investimentos do FMI, conhecido pela sigla em inglês BPM6 (International Monetary Fund, 2009).

Aplicações em ações e outras de renda variável, outros investimentos financeiros e em bens reais são lançados no passivo externo da PII. Os rendimentos auferidos realimentam o passivo quando não são remetidos ao exterior. No caso das aplicações de renda fixa, elas foram inicialmente lançadas como investimento de risco e transferidas recentemente (2014) do “outros passivo” para a dívida externa. Os investimentos intercompanhia (matriz x filial) entram na dívida externa; os reinvestimentos também são nela lançados. Finalmente, os empréstimos, realimentados pelos juros, formam a dívida externa tradicional.

Figura 4.2: Formação do Passivo Externo na apuração da Posição Internacional de Investimento, usando a metodologia do Manual do FMI.

O Brasil e muitos outros países ditos “em desenvolvimento” passaram pelo trauma causado pela dívida externa dos anos oitenta, resultante de créditos baratos (petrodólares) dos anos setenta. A partir deste e outros traumas sucessivos passou-se a considerar os empréstimos externos como causadores da dívida externa e das crises.

Este trauma tem certa razão já que a dívida externa é considerada uma responsabilidade dos países que devem garanti-la frente aos bancos internacionais e demais fontes de financiamento. Também os credores passaram por traumas e isto motivou o FMI e o Banco Mundial a adotar o Consenso de Washington nos anos oitenta e, nos anos noventa, foram modificados, com a liderança dessas duas entidades, as Contas Nacionais, o Balanço de Pagamentos e criada a contabilidade de estoques de capital que é a Posição Internacional de Investimentos. Vários mecanismos de defesa dos credores tradicionais (de empréstimos) e dos novos credores de investimentos externos foram instalados através das modificações na contabilidade que fazem parte, portanto, do Pós-Consenso de Washington (E&E 96).

Foi por esta razão, que o Brasil providenciou uma reserva internacional que funciona como garantia da dívida. Por isso, é altamente conveniente para o governo comparar nossa dívida externa com os empréstimos de curto prazo ou com a dívida no conceito tradicional. Ao final do ano de 2017, tínhamos, neste conceito, uma dívida externa líquida negativa. Em 2010, o governo havia declarado á população o “fim da dívida externa”[3]. O que não foi esclarecido é qual o conceito da dívida externa estava em discussão.

Foi vendida aos países em desenvolvimento, dentro do pós-Conseçnso de Washington a ideia que eles deviam se abrir aos investimentos externos, considerados como fator de progresso o que não afetariam a dívida externa. Essa á ainda a linguagem usada nos países periféricos para uso interno quando se quer justificar a abertura a investimentos externos. Por essa razão, segue sendo conveniente a ambiguidade em relação ao montante da dívida externa.

O que a contabilidade externa do FMI, adotada pelo Brasil, mostra agora é uma visão que tem um viés do que é conveniente para os países credores, mas ao mesmo tempo, é realista quando assinala a pressão exercida pelo Passivo Externo sobre as economias receptadoras do capital. Essa pressão cria uma dependência que ameaça essas economias, mas ainda não foi incorporada nas discussões econômicas.

A dívida externa tradicional é apenas a ponta do iceberg e as duas dimensões da dívida externa já foram temas da presente campanha eleitoral, com contestações sobre se ela havia desaparecido ou não em 2010.

O Passivo Externo Bruto no final de 2017 já era 88% do PIB e 752% de nossas exportações anuais. Cada vez que vendemos nossas empresas ou jazidas para os não residentes, o passivo externo aumenta e, na melhor das hipóteses, também aumenta a dívida externa. Na pior, a jazida e o PIB futuro a ela associado deixam de ser nossos.

O FMI está nos prevenindo disto.

5.   A Possibilidade de Autofinanciamento de Angra 3

A tarifa de 2018 para Angra 1 e 2 é 240,8 R$/MW com uma geração média de 1572 MW que corresponde a 3,31 R$ bi por ano. Se aplicada a tarifa que se espera conseguir para Angra 3 (suposta 400 R$/MWh) para Angra 1 e 2 e se isto constituísse um fundo específico ter-se-ia um adicional de cerca de 2,2 bilhões de reais por ano que seriam praticamente suficientes para terminar Angra 3 em 6 anos.

Pode-se ainda pensar em uma tarifa comum para a energia nuclear que poderia ser um pouco menor que essa e com isso haveria condições para financiar parte de Angra 3 e facilidades para créditos adicionais.

Como isso pode ser criado como fundo, nele não incidiriam praticamente taxas e o País estaria  livre de juros sobre a nova parte.

Isso significaria um aumento de 67% sobre 2,5% da produção de eletricidade ou 1,67% sobre o custo total de produção e menos de 1% sobre a tarifa do consumidor (só seria afetado o custo sem impostos).

É claro que seria necessário aprofundar as avaliações e encontrar o caminho legal para chegar a esta decisão e trabalhar junto à sociedade para a aceitação da energia nuclear como estratégica e levar em conta suas contribuições (energia limpa) para a redução das emissões de gases de efeito estufa e a estabilidade do Sistema.

6.   Conclusão

Como conclusão, as parcerias do capital privado na energia nuclear podem ser úteis na ajuda do financiamento daquelas áreas que já são economicamente viáveis como aconteceu com as aplicações de radiofármacos de vida curta na medicina nuclear.

Ao se fazer parceria de uma área específica com a participação de capital externo, deve-se ter em conta se isso não está na contramão de seu reconhecido caráter estratégico e se não fragiliza a própria segurança energética ou o domínio do ciclo do combustível nuclear. Também devem ser levadas em conta as limitações provocadas pelo endividamento externo.

No caso da participação externa, a meta principal seria obter a tecnologia e capacitar a indústria nacional em troca da participação do parceiro no mercado interno. Para estar em melhores condições de barganha é preciso contar com o capital interno, ainda que parcialmente.

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Anexo 1: Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro – CDPNB

O Comitê de Desenvolvimento do Programa Nuclear Brasileiro (CDPNB) foi criado pelo Decreto de 2 de julho de 2008 e alterado pelo Decreto de 22 de junho de 2017. O CDPNB é coordenado pelo GSI/PR e tem como missão assessorar diretamente o Chefe do Poder Executivo, por meio de um colegiado de alto nível, no estabelecimento de diretrizes e metas para o desenvolvimento e acompanhamento do Programa Nuclear Brasileiro, a fim de contribuir para o desenvolvimento nacional e para a promoção do bem estar da Sociedade Brasileira.

Na primeira reunião plenária do CDPNB nesta nova fase, dia 18 de outubro de 2017, além do Regimento Interno foi aprovada a criação de quatro grupos técnicos, para tratar de temas relevantes para o setor nuclear brasileiro:

  • GT-1: elaborar a proposta de Política Nuclear Brasileira – Coordenado pelo GSI;
  • GT-2: analisar a conveniência da flexibilização do monopólio da União na pesquisa e na lavra de minérios nucleares – Coordenado pelo MME;
  • GT-3: analisar a conveniência de ampliar a flexibilização do monopólio da União na produção de radiofármacos – Coordenado pelo MCTIC e Ministério da Saúde;
  • GT-4: propor termo de cooperação entre as partes envolvidas no desenvolvimento e operação do Reator Multipropósito Brasileiro (RMB) – Coordenado pelo MCTIC.

Outros Grupos Técnicos estão organizados ou em organização para atender outras áreas específicas, mas não tiveram ainda sua constituição divulgada oficialmente.

Isto significaria transmitir para particulares uma tecnologia cujo derivativo pode estar associado à produção de uma arma nuclear.

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Notas:

[1] Seminário Internacional de Energia Nuclear, realizado no Rio de Janeiro entre 25 e 26 de julho de 2018 no Espaço Furnas.

[2] Se os irmãos Batista da Free Boi houvessem decidido por fixar residência nos EUA, como aparentemente tentaram, boa parte da carne brasileira poderia passar a ser americana.

[3] Em Julho de 2007 o site das Organizações Globo anunciava (sempre procurando assinalar o viés negativo ) “Dívida externa brasileira sobe para US$ 225 bilhões em junho,  para colocar na segunda manchete: Em maio, o BC estimava a dívida em US$ 218,329 bilhões.  Reservas internacionais cresceram e atingiram US$ 253 bilhões. http://g1.globo.com/economia-e-negocios/noticia/2010/07/divida-externa-brasileira-sobe-para-us-225-bilhoes-em-junho.html

Bibliografia

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Brasil, GSI/PR. 2018. Resolução GSI/PR nº 2, de 11.01.2018. MCTIC. [Online] 11 de janeiro de 2018. http://www.mctic.gov.br/mctic/opencms/legislacao/outros_atos/resolucoes/Resolucao_GSI_PR_n_2_de_11012018.html.

de Souza Filho, Paulo C. e Serra, Osvaldo A. 2014. TERRAS RARAS NO BRASIL: HISTÓRICO, PRODUÇÃO E PERSPECTIVAS. Quim. Nova. 2014, Vol. 37, Nº 4, pp. 753-760.

International Monetary Fund. 2009. Balance of payments and international investment position manua- 6th ed. Washingon D.C. : IMF Multimedia Services Division, 2009. ISBN 978-1-58906-812-4.

Marinha do Brasil. 2018. Marinha do Brasil cria a Agência Naval de Segurança Nuclear e Qualidade. Portal Orbis Defense. [Online] 09 de fev de 2018. https://www.marinha.mil.br/sinopse/marinha-do-brasil-cria-agencia-naval-de-seguranca-nuclear-e-qualidade.

Poder Naval. 2009. Itaguaí Construções Navais. Odebrecht fica com 59% do capital. Poder Naval. [Online] 10 de set de 2009. https://www.naval.com.br/blog/2009/09/10/itaguai-construcoes-navais-odebrecht-fica-com-59-do-capital/.