UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE CIÊNCIAS SOCIAIS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS ADMINISTRATIVAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ADMINISTRAÇÃO
JOÃO PAULO COSTA DE MEDEIROS
PRECIFICAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
OFFSHORE NO BRASIL
NATAL/RN
JANEIRO DE 2014
JOÃO PAULO COSTA DE MEDEIROS
PRECIFICAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
OFFSHORE NO BRASIL
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Administração
da Universidade Federal do Rio Grande do
Norte como quesito para a obtenção do Título de Mestre.
Orientador: Vinicio de Souza e Almeida, Dr.
NATAL/RN
JANEIRO DE 2014
Catalogação da Publicação na Fonte.
UFRN / Biblioteca Setorial do CCSA
Medeiros, João Paulo Costa de.
Precificação de energia eólica offshore/ João Paulo Costa de Medeiros. Natal, RN, 2014.
49f. : il.
Orientador: Prof.º Dr. Vinicio de Souza Almeida.
Dissertação (Mestrado em Administração) - Universidade Federal do
Rio Grande do Norte. Centro de Ciências Sociais Aplicadas. Departamento
de Ciências Administrativas. Programa de Pós-graduação em
Administração.
1. Energia eólica - Dissertação. 2. Energia renovável - Dissertação. 3.
Offshore - Dissertação. I. Almeida, Vinicio de Souza. II. Universidade
Federal do Rio Grande do Norte. IV. Título.
RN/BS/CCSA
CDU 621.548
JOÃO PAULO COSTA DE MEDEIROS
PRECIFICAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
OFFSHORE NO BRASIL
Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Administração
da Universidade Federal do Rio Grande do
Norte como quesito para a obtenção do Título de Mestre.
Trabalho aprovado. NATAL/RN, 21 de janeiro de 2014:
Vinicio de Souza e Almeida, Dr.
Orientador
Anderson Luiz Rezende Mól, Dr.
Interno do programa
Felipe Mendonça Pimenta, Dr.
Externo à instituição
NATAL/RN
JANEIRO DE 2014
À minha tríade:
Maria, Elma e Elba
AGRADECIMENTOS
À minha tríade: Maria, Elma e Elba. Sem vocês o acorde fica incompleto. Obrigado
por possibilitarem que eu conseguisse tudo isso.
Aos meus amigos, que têm uma boa parcela de culpa nisso também, obrigado por
tornarem a caminhada mais amena e lembrarem que eu existo na sexta à noite e nos fins
de semana, mas entenderem minha ausência.
Aos meus colegas dessa jornada, que me ensinaram tanto quanto os livros, artigos
e professores.
Ao professor Cláudio Márcio, que me ensinou o caminho das pedras para ingressar
nessa jornada.
Ao professor Vinicio pela orientação e por indiretamente ter me ajudado a me
tornar mais disciplinado e responsável.
Aos professores Anderson Mól e Felipe Pimenta pela atenção dispensada ao meu
trabalho, bem como pelas suas valiosas contribuições que, sem dúvida, melhoraram substancialmente esse estudo.
À força que me manteve de pé em tantas situações e que eu tanto acreditei ser
Deus. Que se mantenha ao meu lado enquanto eu ainda procuro saber de onde vem.
Um cínico é um homem que sabe o preço de tudo,
mas o valor de nada.
(Oscar Wilde, O Leque de Lady Windermere, 1892)
RESUMO
A fonte de energia eólica offshore emite baixas quantidades de gases causadores do efeito estufa,
é renovável e apresenta melhor desempenho do que a fonte onshore em quesitos como maior
estabilidade e densidade de potência dos ventos, menor impacto visual e sonoro, dentre outros. O Brasil possui uma capacidade de geração offshore substancialmente elevada, mas ainda
não desenvolveu nenhum projeto nessa modalidade. Os custos elevados são um forte empecilho.
Esse estudo é um esforço em direção à exploração desse campo, precificando a fonte offshore
através do Livelized Cost of Energy – LCOE, que representa o retorno mínimo para cobrir os
custos de desenvolvimento, produção e manutenção de um projeto eólico. O LCOE foi primeiramente calculado para todos os parques eólicos onshore brasileiros listados no Bloomberg New
R contabilizando 71 parques. Em seguida foram criados parques eólicos offshore
Energy Finance○,
hipotéticos a partir dos parques onshore, triplicando os custos de geração, o que está em conformidade com a literatura especializada, e estimando-se a energia offshore para dois pontos
da costa brasileira através de dados de satélite extraídos do National Oceanic and Atmospheric Administration. Os resultados demonstram que a fonte offshore tem o potencial de reduzir
significativamente o preço da energia devido à melhor performance do vento no mar.
Palavras-chaves: Energia Renovável. Energia Eólica Offshore. LCOE.
ABSTRACT
Offshore wind power emits low amounts of gases, is renewable and has better performance than
onshore due to its greater stability and higher wind power density, less visual and noise impact,
among others. Brazil has a high capacity of generation, but has not yet developed any offshore
projects. High costs are a strong impediment. This study is an effort towards pricing offshore
resources through Livelized Cost of Energy - LCOE, which represents the minimum return
to cover the costs of development, production and maintenance of a wind project. Initially
LCOE was calculated for all Brazilian onshore wind farms listed at Bloomberg New Energy
R accounting for 71 farms. Then hypothetical offshore wind farms were created from
Finance○,
the onshore farms, tripling the cost of generation, which is consistent with the literature, and
estimating the offshore energy for two locations off the Brazilian coast using satellite data
extracted from National Oceanic and Atmospheric Administration. The results demonstrate
that offshore resources have the potential to significantly reduce the energy price due to the
better performance of the wind at sea.
Key-words: Renewable Energy. Offshore Wind Power. LCOE.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 – Capacidade eólica global acumulada e seu crescimento liquido anual
entre 1993-2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Figura 2 – Divisão em cenários por preço para os LCOE’s dos parques eólicos
onshore . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Figura 3 – Série representativa dos dados de vento dos pontos P1 e P2 . . . . . .
Figura 4 – Curva de potência da turbina REpower de 6.15 MW e fotografia da
mesma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Figura 5 – Comparação entre LCOE’s das fontes onshore e offshore (custos 3X
maiores) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. 25
. 27
. 27
. 29
Figura 6 – Comparação entre LCOE’s das fontes onshore e offshore (custos 2X
maiores) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – LCOE em US$/MWh de várias fontes de energia para três cenários
distintos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABEEólica
Associação Brasileira de Energia Eólica
ANEEL
Agência Nacional de Energia Elétrica
BNDES
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
CAPEX
Capital Expenditure
CAPM
Capital Asset Pricing Model
𝐶𝑂2
Dióxido de Carbono
EPE
Empresa de Pesquisa Energética
GEE
Gases do Efeito Estufa
GWEC
Global Wind Energy Council
LCOE
Levelized Cost of Energy
MME
Ministério de Minas e Energia
MW
Megawatt
MWh
Megawatt-hora
NREL
National Renewable Energy Laboratory
OPEX
Operating Expenditure
PCH
Pequenas Centrais Hidrelétricas
PROINFA
Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
RI
Renewables International
SICM-BA
Secretaria da Indústria, Comércio e Mineração do Estado da Bahia
WACC
Weighted Average Cost of Capital
LISTA DE SÍMBOLOS
∑︀
Letra grega Sigma (somatório)
𝛽
Letra grega Beta (medida de risco)
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
15
2 FORMULAÇÃO DO PROBLEMA
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
16
3 JUSTIFICATIVA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
16
4 OBJETIVOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.1 GERAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2 ESPECÍFICOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17
17
17
5 REVISÃO DA LITERATURA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.1 ENERGIA EÓLICA: PANORAMA MUNDIAL E BRASILEIRO . . . . .
5.2 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA FONTE OFFSHORE . . . . . .
18
18
20
6 METODOLOGIA DA PESQUISA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
21
7 RESULTADOS: O CUSTO FINANCEIRO E A PRODUÇÃO DE
ENERGIA NO MAR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
23
8 DISCUSSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
29
9 CONCLUSÕES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
31
REFERÊNCIAS
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
32
APÊNDICE A DADOS DOS PARQUES EÓLICOS ONSHORE BRASILEIROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
35
APÊNDICE B EXEMPLOS DO CÁLCULO DO LCOE EM PLANILHA 37
APÊNDICE C LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS P1 E P2 . . . . . . . .
39
APÊNDICE D DADOS PARA ESTIMAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
OFFSHORE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
40
APÊNDICE E QUANTIDADE ARREDONDADA DE TURBINAS OFFSHORE
COM CAPACIDADE APROXIMADA AO DO PARQUE ONSHORE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
APÊNDICE F PRODUÇÃO ANUAL ESTIMADA DE ENERGIA PARA
OS PARQUES OFFSHORE HIPOTÉTICOS . . . . . . 43
APÊNDICE G CÁLCULOS DO CAPM E WACC . . . . . . . . . . . .
49
ANEXO A FUNDAÇÕES PARA TURBINAS OFFSHORE . . . . . . .
50
15
1 INTRODUÇÃO
A principal contribuição desse estudo é precificar a energia eólica offshore no Brasil.
Dado que o setor eólico está em expansão no país (SILVA et al., 2013) estudos como esse
possibilitam a sugestão de políticas de incentivo governamental que tornem o investimento
no setor viável do ponto de vista privado (GREEN; VASILAKOS, 2011).
Muitas nações têm se preocupado em reduzir a emissão de dióxido de carbono
(𝐶𝑂2 ), um dos gases causadores do efeito estufa (GEE) (ESTEBAN et al., 2011), objetivo
almejado também pelo Brasil (PEREIRA et al., 2012). A energia eólica, que pode ser
gerada a partir de parques eólicos instalados em terra (onshore) ou em mar (offshore),
emite baixas quantidades de GEE no processo que envolve a sua geração, atendendo a esse
requisito, além de ser renovável (ESTEBAN et al., 2011). Em comparação, a modalidade
offshore possui muitas vantagens em detrimento da onshore, como maior recurso eólico
(SNYDER; KAISER, 2009b) e menor impacto visual (MARKARD; PETERSEN, 2009).
No decorrer deste trabalho são apresentados outros estudos que destacam as vantagens
da fonte offshore frente à onshore, com exceção do custo de produção de energia, que
por ainda serem bastante elevados exigem a intervenção do Estado com políticas que
estimulem e tornem viáveis projetos nesse setor (GREEN; VASILAKOS, 2011).
Para calcular o custo de produção de energia da fonte offshore este trabalho utiliza
uma técnica semelhante à utilizada por Levitt et al. (2011), que se refere ao Levelized
Cost of Energy - LCOE, e que representa o retorno mínimo para cobrir todos os custos
que envolvem o processo de produção de energia e que abrangem todo o ciclo de vida de
um parque eólico, passando pela construção, instalação, produção e manutenção de um
parque. O LCOE é expresso em unidades monetárias por megawatt de energia produzida
por hora (R$/MWh), ou seja, um LCOE de R$ 100,00/MWh significa que esse é o preço
a que a energia deve ser vendida pelo produtor de modo que consiga cobrir seus custos e
o projeto possa seguir adiante.
O LCOE então é calculado para todos os parques eólicos onshore brasileiros listaR Em seguida, são criados parques eólicos offshore
dos no Bloomberg New Energy Finance○.
hipotéticos a partir dos parques onshore, pois não há parques offshore no Brasil. Para criar
esses parques hipotéticos os custos dos parques onshore são triplicados, o que está em conformidade com a literatura (MUSIAL; RAM, 2010), em seguida é estimada a produção de
energia para dois pontos da costa brasileira utilizando a lei logarítmica para extrapolar
os ventos a 100 metros de altura e então calcular a produção de uma turbina REpower de
6.15 MW (MANWELL; McGOWAN; ROGERS, 2010). Integrando a série de potência no
tempo obtém-se a produção de energia em MWh. Os LCOE’s calculados para os parques
offshore fornecem evidências preliminares de que o país deveria olhar melhor para essa
fonte, pois apresenta um grande potencial para produção de energia e possibilidade da
redução do custo final da energia devido à sua maior potência eólica.
16
2 FORMULAÇÃO DO PROBLEMA
O Brasil ainda não possui empreendimentos eólicos offshore. Enquanto isso a energia eólica na modalidade onshore têm aproximado cada vez mais seu preço ao das fontes
convencionais, fato que ainda é incipiente para offshore mesmo em termos globais (ESTEBAN et al., 2011). Dentre os motivos que justificam essa diferença estão os elevados preços
dos materiais das turbinas que precisam ser resistentes à corrosão marinha (GREEN; VASILAKOS, 2011), à complexidade de instalação no mar (ESTEBAN et al., 2011), aos
maiores custos de manutenção em mar (MARKARD; PETERSEN, 2009), dentre outros.
Em contrapartida, alguns estudos apontam para a tendência de diminuição de tais
custos (ESTEBAN et al., 2011; HEPTONSTALL et al., 2012). Além do mais, vários trabalhos destacam as vantagens da fonte offshore em detrimento da onshore (ADELAJA
et al., 2012; MARKARD; PETERSEN, 2009; SNYDER; KAISER, 2009b). Congruente
a isso, o papel do Estado é essencial para fomentar o desenvolvimento de projetos eólicos offshore, não somente atuando na regulação do setor, mas fomentando investimentos
(GREEN; VASILAKOS, 2011). É essencial elencar políticas de incentivo, mas antes se
faz necessário estudos que norteiem o investimento no setor e tentem responder ao questionamento básico sobre: quanto custa a energia eólica offshore?
3 JUSTIFICATIVA
Muitas nações têm se preocupado em reduzir a emissão de 𝐶𝑂2 , um dos causadores
do efeito estufa, e o investimento em energias renováveis e de baixas emissões têm sido
uma das maneiras de alcançar esse objetivo (ESTEBAN et al., 2011). O Brasil está entre
essas nações, e a energia eólica é uma das fontes renováveis e de baixas emissões de
GEE utilizadas no país (PEREIRA et al., 2012), além do mais, o Brasil preocupa-se em
diversificar sua matriz energética (CAVALIERO; SILVA, 2005) e, nessa diversificação, a
energia eólica ganha destaque por servir de complemento à fonte hidrelétrica predominante
no país, pois o período de estiagem das chuvas é também o período em que há maior
incidência de ventos (PEREIRA et al., 2012; SILVA et al., 2013).
Para atender a esses objetivos, o Plano Decenal de Expansão de Energia para 2020
ressalta o incentivo da exploração de fontes renováveis, a qual se insere a energia eólica,
com a intenção de atender ao consumo de energia elétrica e suportar a geração de energia
necessária para o crescimento econômico previsto para 5% ao ano (MINISTÉRIO DE
MINAS E ENERGIA, 2011). Congruente a isso, o Governo Federal criou, com base na
Lei no 10.438/2002, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
– PROINFA, objetivando elevar a participação de fontes renováveis no fornecimento de
energia elétrica do país.
Embora o Brasil não possua empreendimentos eólicos offshore, a parceria da estatal
17
chinesa Three Gorges fechada com a empresa brasileira Eletrobrás Furnas para construir
o maior parque eólico offshore do mundo poderá ser uma ótima oportunidade para que o
país eleve seu know-how no desenvolvimento desse tipo de empreendimento (SECRETARIA DA INDÚSTRIA, COMÉRCIO E MINERAÇÃO DO ESTADO DA BAHIA, 2012).
No que concerne aos estudos científicos nesse campo, é possível citar, por exemplo, trabalhos acerca da energia eólica offshore para os Estados Unidos, Dinamarca, Alemanha,
Reino Unido e China (LEVITT et al., 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009; SNYDER;
KAISER, 2009a; ZHIXIN et al., 2009), enquanto que no Brasil encontra-se pouquíssimos
estudos para essa modalidade, a saber, um estudo sobre a viabilidade técnica de um pequeno parque eólico com três turbinas na Ilha de Itamaracá no estado de Pernambuco
(OLIVEIRA FILHO et al., 2013a), outro apresentando uma abordagem preliminar de
viabilidade técnica de parques eólicos offshore para a costa brasileira (OLIVEIRA FILHO et al., 2013b), um estudo que utiliza dados de satélites para mapear o potencial
eólico offshore da costa sul e sudeste brasileira, encontrando, somente nessa área, uma
capacidade de geração de energia de 102 GW, quantidade capaz de suprir a demanda
do país inteiro (PIMENTA; KEMPTON; GARVINE, 2008) e, por fim, o primeiro estudo
a mapear o potencial da energia eólica offshore para toda margem do Brasil, utilizando
dados de satélite, encontrando um potencial eólico na Zona Econômica Exclusiva - ZEE
brasileira doze vezes maior que na área continental (ORTIZ; KAMPEL, 2011). Portanto,
este trabalho é uma forma de preencher essa lacuna científica para estudos brasileiros.
Por fim, há necessidade de políticas de incentivo governamental para fomentar a
energia eólica offshore (GREEN; VASILAKOS, 2011), e para se tomar decisões adequadas
os agentes governamentais e privados precisam de informações sobre os custos do projeto a
ser avaliado (LEVITT et al., 2011). De modo geral, o Brasil possui enorme potencial para
as energias renováveis, sobretudo a eólica, com o setor se estruturando paulatinamente e
demonstrando políticas exemplares, demandando o investimento em pesquisa, desenvolvimento e inovação para dar continuidade a esse progresso (PEREIRA et al., 2012), sendo
o presente trabalho um esforço nesse sentido.
4 OBJETIVOS
4.1 GERAL
Este trabalho tem como objetivo principal o de precificar a energia eólica offshore no
Brasil.
4.2 ESPECÍFICOS
Para alcançar o objetivo geral deste trabalho algumas etapas precisam ser seguidas,
às quais foram postuladas em forma de objetivos específicos, tais como seguem:
18
a) Identificar os principais custos da energia eólica offshore;
b) Estimar a produção de energia eólica offshore em pontos da costa brasileira;
c) Calcular o custo da energia eólica offshore;
d) Comparar os custos da fonte onshore e offshore.
5 REVISÃO DA LITERATURA
5.1 ENERGIA EÓLICA: PANORAMA MUNDIAL E BRASILEIRO
A energia eólica, nas modalidades onshore e offshore juntas, mais que sextuplicaram a capacidade mundial instalada nos últimos 10 anos, com um crescimento de 19%
na capacidade mundial acumulada e crescimento da indústria eólica mundial em 10% somente em 2012 (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2013b). A Figura 1 ilustra a
evolução global da capacidade eólica onshore e offshore no decorrer dos anos, e mostra
também o crescimento líquido anual dessa fonte.
Figura 1 – Capacidade eólica global acumulada e seu crescimento liquido anual entre 19932012
Fonte: EARTH POLICY INSTITUTE (2013) e GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL (2013b)
No Brasil, a preocupação com fontes renováveis foi impulsionada pela crise energética oriunda da vulnerabilidade ao preço do petróleo, o que levou o país a diversificar o
setor energético e diminuir a dependência pelo petróleo e seus derivados, direcionando a
produção de energia para a fonte hídrica, recurso abundante no país (SILVA et al., 2013).
Em 2001 o país foi novamente impulsionado com a crise no fornecimento de eletricidade,
19
passando por um período de racionamento e reforçando ainda mais a necessidade de diversificação das fontes de produção de energia (CAVALIERO; SILVA, 2005). Atualmente,
quase metade de sua matriz energética, que leva em consideração todas as fontes de energia em desenvolvimento no país, é oriunda de fontes renováveis e, quando se fala em
eletricidade gerada, esses números chegam a 85%, o que torna o Brasil um dos países que
mais utilizam energia renovável no mundo (EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA,
2013).
Em 2012, o ano encerrou-se com uma potência eólica instalada de 2.507,8 MW
distribuída entre 108 parques eólicos, o que representa cerca de 2% da participação na
matriz elétrica nacional (ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ENERGIA EÓLICA, 2013).
Embora esse percentual corresponda a um valor não muito significativo, há motivos para
otimismo, uma vez que o Plano Decenal de Expansão de Energia para 2020 ressalta
o incentivo da exploração de fontes renováveis, a qual se insere a energia eólica, com
a intenção de atender ao consumo de energia elétrica e suportar a geração de energia
necessária para o crescimento econômico anual previsto para os 5% ao ano (MINISTÉRIO
DE MINAS E ENERGIA, 2011). Congruente a isso o Governo Federal criou, com base na
Lei no 10.438/2002, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
– PROINFA, objetivando elevar a participação de fontes renováveis no fornecimento de
energia elétrica do país.
O PROINFA se dividiu em duas fases: a primeira, iniciada com a criação da lei
10.438/2002, contratou 3.300 MW, divididos igualmente entre produtores de energia eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas – PCH, com garantia de contratação de
15 anos, posteriormente estendidos para 20 anos, e com foco em feed-in-tariffs, ou seja,
tarifas de preço de venda de energia estabelecidas a partir do custo de desenvolvimento da
fonte específica, já a segunda fase, iniciada em 2006 e que estabeleceu a meta de produzir
10% de toda energia elétrica do país a partir de fontes renováveis até 2026, foi atingida
pela reforma no setor de energia, passando a contratar energia por meio de licitações, impondo um limite superior para a tarifa, o que afetou negativamente as fontes de energia
que estavam em estágios diferentes de desenvolvimento no país, como foi o caso da energia
eólica, que por demandar um alto custo estava impossibilitada de concorrer igualmente
com outras fontes (DUTRA; SZKLO, 2008).
Uma forma de contornar esse problema seria retornar ao uso de feed-in-tariffs,
que consiste num mecanismo de incentivo governamental em que o produtor de energia
tem a garantia de venda por um período determinado de tempo e baseando-se no custo
de desenvolvimento da fonte geradora (SILVA et al., 2013), esse mecanismo constitui-se
como o principal sistema de incentivos às fontes renováveis (PEREIRA et al., 2012). Outra
maneira seria pela revisão dos critérios das licitações, incorporando características das
fontes em leilão, como por exemplo, a segmentação de acordo com a complementariedade
das fontes renováveis às tradicionais, o custo-benefício, o desenvolvimento industrial e
20
tecnológico, dentre outras (DUTRA; SZKLO, 2008).
De modo geral, o Brasil tem enorme potencial para energias renováveis, o setor está
se estruturando paulatinamente e tem demonstrado políticas exemplares, devido a isso, é
importante o investimento em pesquisa, desenvolvimento e inovação para dar continuidade
a esse progresso (PEREIRA et al., 2012).
5.2 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA FONTE OFFSHORE
A energia eólica, assim como outras fontes, é renovável, conta com baixas emissões de 𝐶𝑂2 , um dos principais gases causadores do efeito estufa, e possui a vantagem
da grande disponibilidade de recurso dos ventos, que junto com a solar sobressaem-se
como as fontes mais abundantes de energia em comparação com a geotérmica, biomassa,
pequenas centrais hidrelétricas, dentre outras (ESTEBAN et al., 2011). Além do mais, a
energia eólica merece atenção especial no Brasil pela sua complementariedade à matriz
energética, pois atua como um reforço para a energia produzida principalmente pela base
hidrelétrica, o que é de grande benefício, dado que os períodos de estiagem, quando os
reservatórios de água estão em baixa e geram menor potência para produção de energia
elétrica, ocorrem nos mesmos períodos em que há maior incidência de ventos, sendo dessa
forma uma importante maneira de contornar o problema na demanda de energia durante
esses períodos (PEREIRA et al., 2012; SILVA et al., 2013).
Quando da comparação entre os dois tipos de empreendimentos eólicos, é possível
citar vantagens da fonte offshore em relação à onshore, a saber, que o recurso eólico: é
maior no mar (ADELAJA et al., 2012; ESTEBAN et al., 2011; GLOBAL WIND ENERGY
COUNCIL, 2013a; SNYDER; KAISER, 2009b); possui menos turbulência e mais estabilidade, o que diminui a fadiga das turbinas e aumenta seu tempo de vida útil (ESTEBAN et
al., 2011); pode gerar mais energia a partir de menos turbinas (GLOBAL WIND ENERGY
COUNCIL, 2013a); possui grande disponibilidade de área marítima sem que seja necessário arrendamento de terrenos ou compras de faixas de terras que encarecem o custo do
projeto (ADELAJA et al., 2012; GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2013a); no mar
há a vantagem de que geralmente as grandes cidades estão situadas em regiões costeiras (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2013a; SNYDER; KAISER, 2009b). Além
do que, diferentemente de parques onshore, os parques offshore não possuem problemas
logísticos quanto a estradas que não suportem o tamanho do transporte necessário para
carregar as turbinas até o local de implantação (SNYDER; KAISER, 2009b); contam com
a vantagem de que é possível mitigar o impacto sonoro e visual para as cidades ou comunidades próximas a depender da distância de instalação da costa (ADELAJA et al., 2012;
ESTEBAN et al., 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009; SNYDER; KAISER, 2009b).
Em contrapartida, algumas das desvantagens referem-se: à maior complexidade de
instalação no mar, contribuindo para um maior custo de instalação em relação à onshore
(ESTEBAN et al., 2011); aos custos de manutenção que também são maiores (ESTE-
21
BAN et al., 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009; PRÄSSLER; SCHAECHTELE, 2012;
SNYDER; KAISER, 2009b), aos próprios materiais usados na fabricação das turbinas,
que são mais caros, pois precisam ser resistentes à corrosão marinha (GREEN; VASILAKOS, 2011); aos preços voláteis dos materiais para fabricação das turbinas (GREEN;
VASILAKOS, 2011; PRÄSSLER; SCHAECHTELE, 2012); à escassez do transporte, isto
é, navios suficientemente grandes para carregar as turbinas (PRÄSSLER; SCHAECHTELE, 2012); à distância da costa, bem como a profundidade da água, que aumentam
os custos de instalação (GREEN; VASILAKOS, 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009);
aos maiores custos de conexão à rede elétrica (ESTEBAN et al., 2011; GREEN; VASILAKOS, 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009; SNYDER; KAISER, 2009b); ao risco de
ciclones e tempestades tropicais que podem danificar os equipamentos (HONG; MÖLLER, 2012; SNYDER; KAISER, 2009b); ao impedimento de instalação em determinadas
áreas devido à proteção marinha, rota de navios e regiões de pesca (SNYDER; KAISER,
2009b); também que a fonte onshore emite menos 𝐶𝑂2 por eletricidade gerada, necessita
de menos infraestrutura de transmissão e pode reduzir suas emissões na fase de transporte
por explorar rotas alternativas que sejam mais curtas (WANG; SUN, 2012).
6 METODOLOGIA DA PESQUISA
Para atender ao primeiro objetivo específico deste trabalho, buscou-se na literatura
estudos que indicassem os principais parâmetros que direcionam o preço da energia eólica
offshore, os quais, referem-se aos custos de instalação, operação e manutenção do parque
eólico (BLANCO, 2009; LEVITT et al., 2011; MUSIAL; BUTTERFIELD, 2006; MUSIAL;
RAM, 2010).
Para calcular o custo da energia eólica offshore foi preciso triplicar os custos enconR para a energia eólica onshore, já que não há
trados no Bloomberg New Energy Finance○
empreendimentos offshore no Brasil que possibilitem realizar esse estudo com mais acurácia para esses dados. Em seguida foi preciso estimar a produção de energia para pontos
da costa brasileira, procedimento explicado detalhadamente no capítulo 6 deste trabalho.
Essa parte atendeu ao segundo objetivo específico do trabalho, vale apenas ressaltar aqui
que o método de estimação não é perfeito, pois não leva em consideração possíveis falhas
das turbinas ou paradas de rotina para manutenção, além do que, os dados coletados
sobre a velocidade do vento abrangem um intervalo de seis horas entre uma observação e
outra, quando o ideal seria medir de hora em hora.
Passa-se então ao terceiro objetivo específico, que é calcular o preço da energia,
procedimento realizado por meio do Levelized Cost of Energy – LCOE. Esse método
representa o preço de venda da energia que iguala a soma de todas as receitas à soma
de todos os custos ao longo do ciclo de vida do projeto, que descontados a uma taxa, 𝑟,
22
apropriada, resulta na seguinte equação:
𝑇
∑︁
𝑡=0
𝑇
𝑅𝑒𝑐𝑒𝑖𝑡𝑎𝑠𝑡 ∑︁
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠𝑡
=
𝑡
(1 + 𝑟)𝑡
𝑡=0 (1 + 𝑟)
(1)
Ou igualmente, onde 𝐸𝑡 representa a energia produzida em MWh no tempo t,
tem-se que:
𝑇
∑︁
𝑡=0
𝑇
𝐿𝐶𝑂𝐸𝑡 × 𝐸𝑡 ∑︁
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠𝑡
=
𝑡
(1 + 𝑟)𝑡
𝑡=0 (1 + 𝑟)
(2)
Assumindo um valor constante para o LCOE, é possível rearranjar os termos da
equação de modo que ela seja como segue:
(︃ 𝑇
∑︁
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠𝑡
𝐿𝐶𝑂𝐸 =
𝑡
𝑡=0 (1 + 𝑟)
)︃ ⧸︃(︃ 𝑇
∑︁
𝑡=0
𝐸𝑡
(1 + 𝑟)𝑡
)︃
(3)
Descontar a energia física produzida não parece ser algo adequado, pois ela não
paga juros ao longo do tempo, no entanto, é importante destacar que não é a energia física
que está sendo descontada, essa impressão é causada pela transformação matemática que
a equação sofre ao rearranjar os termos do valor de saída resultante da multiplicação do
preço da energia, representado pelo LCOE, vezes a produção de energia, na verdade é o valor econômico da geração de receita da produção que está sujeito à correção intertemporal
(BRANKER; PATHAK; PEARCE, 2011; HERNÁNDEZ-MORO; MARTÍNEZ-DUART,
2013; INTERNATIONAL ENERGY AGENCY, 2010).
Considerando como principais custos as fases de construção, instalação, operação e
manutenção do parque eólico e descontando seus valores no tempo pelo Weighted Average
Cost of Capital - WACC, pode-se escrever a equação da seguinte maneira:
(︃ 𝑇
∑︁
𝐶𝐴𝑃 𝐸𝑋𝑡 + 𝑂𝑃 𝐸𝑋𝑡
𝐿𝐶𝑂𝐸 =
(1 + 𝑊 𝐴𝐶𝐶)𝑡
𝑡=0
)︃ ⧸︃(︃ 𝑇
∑︁
𝑡=0
𝐸𝑡
(1 + 𝑊 𝐴𝐶𝐶)𝑡
)︃
(4)
Onde:
CAPEX = Capital Expenditure, que se refere aos custos de construção, instalação e conexão do parque à rede elétrica;
OPEX = Operating Expenditure, que se refere aos custos administrativos, operacionais e
de manutenção, refletindo custos fixos e variáveis, já incluso impostos.
O WACC admite os seguintes parâmetros: o custo de capital de terceiros de 8,5%
ao ano, referente a 5,9% da média de três curvas de juros de títulos públicos brasileiros de
R mais 2,5% de remuneração de despesas adminislongo prazo, observadas no Bloomberg○,
trativas anuais cobrada por um grande financiador estatal de empreendimentos do tipo
aqui estudados, no caso, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES. A estrutura de capital para o cálculo do LCOE leva em consideração que o projeto é
23
financiado somente por capital próprio, com o intuito de verificar qual o preço que um desenvolvedor teria que vender a energia para conseguir o retorno necessário para cobrir seus
custos, portanto, sem acréscimo de financiamento ou incentivos governamentais. O custo
de capital próprio foi calculado com o Capital Asset Price Model – CAPM, admitindo-se
13%1 ao ano de retorno de mercado estimado por analistas de mercado em várias agências
especializadas, tendo como base o Índice Bovespa. Para a medida de risco utilizou-se o
beta (𝛽) desalavancado para o mercado de energia elétrica americano, o beta desalavancado
quando multiplicado pelo prêmio de risco do mercado (retorno do mercado menos taxa
livre de risco) equivale ao risco do negócio. Mais considerações sobre essa questão fogem
ao escopo deste trabalho, uma explicação mais detalhada pode ser encontrada na nota
técnica elaborada pela Agência Nacional de Energia Elétrica no 49/2013-SRE/ANEEL2 ,
de onde foi retirada essa medida. Para a taxa livre de risco utilizou-se a mesma média
das curvas de juros utilizadas na estimação do custo de capital de terceiros. Com esses
parâmetros o WACC calculado é de 7,83% ao ano, expresso em termos nominais, ou seja,
sem desconto da inflação, eliminando a dependência por mais uma variável, dado que
taxas reais tendem a ser menores que taxas nominais (considerando um resultado maior
que zero para a inflação).
Por fim, o último objetivo de comparação entre as fontes também se encontra no
capítulo 6, onde encontra-se as figuras que sobrepõe os LCOE’s das duas fontes a fim de
verificar qual tem o preço mais elevado para a energia produzida.
7 RESULTADOS: O CUSTO FINANCEIRO E A PRODUÇÃO DE ENERGIA NO
MAR
Ainda consoante com o comparativo entre as fontes onshore e offshore, a primeira
possui um Levelized Cost of Energy – LCOE, o qual representa o retorno mínimo para
cobrir os custos de produção de energia de um projeto, bastante próximo ao das fontes
convencionais, o que ainda não ocorre para offshore. A Tabela 1 apresenta os LCOE’s
em US$/MWh de várias fontes de energia para três cenários distintos, onde os cenários
BAIXO e ALTO refletem características que não são globalmente encontradas para todos
os casos como, por exemplo, recurso eólico forte e abundante e um baixo custo da turbina
para geração de energia. Já o cenário BASE reflete os custos mais prováveis de se encontrar
para determinada fonte.
1
No início de 2013, previsões para o crescimento do IBOVESPA chegavam ao topo de 23,5%,
e média de 16,15%, segundo estimativas compiladas pelo Portal Infomoney junto a bancos e
corretoras (http://tinyurl.com/kcudk5w), e de 15% segundo analistas ouvidos pelo Valor Investe
(http://tinyurl.com/mteg2vz). Com a queda do índice no decorrer do ano as expectativas foram reduzidas para 9,8%, segundo o Bank of America Merrill Lynch (http://tinyurl.com/nsc3hgy), e de 5%
para o Citi Group (http://tinyurl.com/pt8ue3n). Baseado na média (11,6%) das taxas apresentadas e
nas expetativas futuras de crescimento (http://tinyurl.com/kernx2e) o presente trabalho adota a taxa de
13% como medida razoável para o retorno do mercado.
2
http://tinyurl.com/omq26mu
24
Tabela 1 – LCOE em US$/MWh de várias fontes de energia para três cenários distintos
FONTE
Energia Marinha das Ondas
Energia das Correntes Marítimas - Marés
Solar - Coletores Parabólicos
Solar - Coletores Parabólicos + Armazenamento
Eólica - Offshore
Biomassa - Digestão Anaeróbica
Painéis Fotovoltaicos de Silício Cristalino que são imóveis
Painéis Fotovoltaicos de Filme Fino
Biomassa - Gaseificação
Painéis Fotovoltaicos de Silício Cristalino que seguem o sol
Biomassa - Incineração
Resíduos Sólidos Urbanos - Incineração
Geotérmica - Central de Ciclo Binário
Eólica - Onshore
Carvão
Gás Natural
Geotérmica - Planta de Vapor Flash
Gás de Aterro Sanitário
BAIXO
280,32
257,47
136,17
180,79
151,26
84,9
94,31
91,02
83,73
89,43
58,6
46,34
68,47
44,65
49,87
72,39
36,7
45,57
BASE
496,32
440,15
343,75
294,38
225,8
142,77
140,02
131,15
128,16
127,57
121,58
104,83
95,5
85,11
83,36
77,81
64,25
57,91
ALTO
1031,43
839,39
465,32
547,36
336,42
190,52
359,23
307,43
209,31
216,53
221,69
136,07
238,19
167,57
89,28
88,34
68,67
91,03
R
Fonte: Bloomberg New Energy Finance○
Os cenários expostos na Tabela 1 são semelhantes aos elaborados por Levitt et
al. (2011): First-Of-A-Kind - (FOAK), que reflete o LCOE para a energia eólica offshore
em um mercado ainda em desenvolvimento nesse campo, o Global Average (GA), que
reflete o LCOE em um mercado com mais maturidade, e o Best Recent Value (BRV), que
reflete o melhor cenário atual para o LCOE, com valores para os três cenários ficando
respectivamente em: US$ 303/MWh, US$ 216/MWh e US$ 112/MWh.
Para verificar o custo da energia eólica no caso brasileiro esse estudo calcula o
LCOE para todos os 71 parques eólicos onshore brasileiros listados na base de dados do
R Todos os dados utilizados encontram-se no Apêndice A
Bloomberg New Energy Finance○.
deste trabalho, bem como exemplos dos cálculos no Apêndice B. Os LCOE’s encontrados
foram de R$ 188,19/MWh (US$ 85,54/MWh)3 , R$ 446,68/MWh (US$ 203,04/MWh)
e R$ 876,01/MWh (US$ 398,19/MWh) respectivamente para o menor, médio e maior
valores do LCOE, ressalvando a exclusão do parque de número 68 por apresentar um valor
significativamente mais elevado que o segundo parque de maior valor, sendo considerado
um outlier4 . A Figura 2 apresenta os valores do LCOE para cada parque eólico onshore
brasileiro com a comparação do preço dos últimos leilões de energia elétrica para as fontes
térmica e hidráulica5 .
Os valores encontrados para os LCOE’s dos parques brasileiros são bastante ele3
US$ 1,00 = R$ 2,20, previsão do dólar para 2014 publicada pelo Banco Central do Brasil em junho
de 2013 (http://tinyurl.com/kb45w3p). Essa equivalência será mantida para todo o trabalho.
4
Essa ressalva será mantida para todo o trabalho e daqui para frente leia-se nas figuras o número 69
no lugar do 68, o 70 no lugar do 69 e assim sucessivamente.
5
http://tinyurl.com/mwjkmk5
25
Figura 2 – Divisão em cenários por preço para os LCOE’s dos parques eólicos onshore
Fonte: Elaborado pelo autor
vados. Isso é um indicativo de que o mercado eólico brasileiro ainda não atingiu grande
maturidade. Além do mais, os dados desse estudo se referem exclusivamente a parques eólicos onshore, pois o Brasil ainda não possui empreendimentos eólicos offshore, assim, para
calcular os valores para estes últimos foi preciso fazer estimações a partir de informações
encontradas na literatura.
A energia eólica offshore é cerca de duas vezes mais cara que a energia gerada pela
fonte onshore (RENEWABLES INTERNATIONAL, 2012), em alguns casos, três vezes
mais cara devido à estrutura de suporte, a fundação para fixar as turbinas no mar, a
conexão à rede elétrica, construção e manutenção, dentre outros fatores que encarecem e
tornam a implantação no mar mais dispendiosa (ZHIXIN et al., 2009).
É notável o preço das turbinas como um dos principais custos que contribuem para
o preço elevado da energia eólica offshore, em muito devido ao encarecimento das commodities utilizadas na fabricação, sinalizando para os fabricantes investirem em pesquisa
e desenvolvimento (P&D), explorando materiais alternativos que tornem o preço mais
competitivo (VAN DER ZWAAN et al., 2012). Esse detalhe recebeu atenção especial na
primeira fase do PROINFA, que mesmo tratando apenas de parques onshore, especificou
que pelo menos 60% das peças utilizadas na fabricação das turbinas precisariam ser feitas
em território nacional, com o intuito de fomentar a indústria nacional e melhorar a tecnologia nesse campo para o país (MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA, 2011), entretanto,
isso acabou retardando o desenvolvimento do setor, já que limitava a participação da indústria internacional e tornava a produção oligopolizada, com o mercado eólico brasileiro
ficando concentrado a apenas quatro companhias até metade de 2011 (OEBELS; PACCA,
2013; SILVA et al., 2013). Na segunda fase do PROINFA, com o ganho de escala de projetos de longo prazo, esse percentual subiu para 90% (DUTRA; SZKLO, 2008), aguçando
26
o interesse de empresas multinacionais em estabelecer-se no Brasil para fabricar e montar
seus equipamentos, aumentando as oportunidades de empregos e estimulando universidades e escolas técnicas a criarem cursos voltados para a energia eólica (PEREIRA et al.,
2012).
Em geral, a quase totalidade dos custos para a energia eólica offshore pode ser
dividida em dois grupos principais, o primeiro, denominado Capital Expenditure - CAPEX, refere-se aos custos de construção e instalação do parque, abrangendo o custo das
turbinas, fundações, conexão à rede, dentre outros, o segundo, denominado Operating
Expenditure - OPEX, refere-se aos custos operacionais e de manutenção, abrangendo,
por exemplo, custos administrativos, impostos e seguro (LEVITT et al., 2011). Para o
CAPEX e o OPEX é possível encontrar estudos que demonstram suas composições para
o custo total do ciclo de vida de um parque eólico offshore situando-se entre 70%-80%
para o primeiro e 20%-30% para o segundo, sendo que outros componentes não representam um valor tão significativo em relação ao custo total (BLANCO, 2009; MUSIAL;
BUTTERFIELD, 2006; MUSIAL; RAM, 2010).
Estima-se que os custos operacionais e de manutenção para offshore sejam de
duas a três vezes mais elevados que onshore (MUSIAL; RAM, 2010). Esse trabalho segue
o mesmo raciocínio para o CAPEX. Embora os custos sejam substancialmente mais elevados, a maior força do vento no mar possibilita uma geração maior de energia do que
parques em terra, sendo uma forma de compensar os altos custos.
Para estimar a energia eólica que pode ser produzida no mar esse estudo utiliza
dados de satélite encontrados na National Oceanic and Atmospheric Administration NOAA (ZHANG; BATES; REYNOLDS, 2006). Coletou-se dados da velocidade do vento
a 10 metros de altura, a métrica para essa variável é dada em metros por segundo, as
observações são fornecidas a cada seis horas. A Figura 3 ilustra as séries de dados de
vento observadas para 20 anos em dois pontos, denominados P1 e P2, da costa brasileira,
onde P1 situa-se nas seguintes coordenadas de longitude = -36.2500o e latitude = -4.7500o ,
e P2 na longitude = -49.7500o e latitude = -30.250o . Esses pontos estão representados em
um mapa contido no Apêndice C deste trabalho.
Com a velocidade do vento 𝑈 na altura 𝑧 é possível calcular a produção da turbina
𝑃𝑤𝑖𝑛𝑑 extrapolando a velocidade do vento com a lei logarítmica (MANWELL; McGOWAN;
ROGERS, 2010):
𝑈 (𝑧) = 𝑧𝑟𝑒𝑓
𝑙𝑛(𝑧/𝑧0 )
𝑙𝑛(𝑧𝑟𝑒𝑓 /𝑧0 )
(5)
onde 𝑈𝑟𝑒𝑓 é a velocidade do vento na altura 𝑧𝑟𝑒𝑓 = 100 metros, para a qual procurouse encontrar a velocidade a 100 metros de altura extrapolando a série da velocidade
do vento a 10 metros. A rugosidade para reservatórios, mares e oceanos é de 𝑧0 = 0,2
mm. A produção da turbina será uma função da velocidade do vento, de tal forma que
27
Figura 3 – Série representativa dos dados de vento dos pontos P1 e P2
Fonte: Elaborado pelo autor
𝑃𝑤𝑖𝑛𝑑 = 𝑓 (𝑈 ), calculada com a curva da turbina REpower de 6.15 MW, a qual possui um
eixo horizontal que suporta três lâminas com diâmetro de 126 metros e área de cobertura
de 12.469 𝑚2 , possui velocidade de partida e de desligamento da turbina respectivamente
de 3,5 e 30 𝑚 𝑠−1 e velocidade nominal de 14 𝑚 𝑠−1 . Este tipo de turbina pode ser instalada
numa estrutura de monopilar de aço tubular fincada no fundo do mar até 20 metros de
profundidade da água, sendo que a utilização de uma estrutura de treliça pode ampliar
para 50 metros de profundidade a distância de instalação no mar. A Figura 4a, ilustra a
curva de potência da turbina e a A Figura 4 apresenta uma imagem com turbinas desse
modelo.
Figura 4 – Curva de potência da turbina REpower de 6.15 MW e fotografia da mesma
Fonte: Pimenta e Assireu (2013)
Para obter a produção de energia em MWh foi utilizada a função de integração
R com base nas séries de tempo e de protrapezoidal "cumtrapz" no software MATLAB○,
28
dução da turbina. Uma pequena amostra dos dados referentes às séries de vento, produção
da turbina e demais dados utilizados para estimação da energia nos pontos 1 e 2 se encontram ilustrados no Apêndice D. Para calcular o LCOE da energia eólica offshore
foram criados parques hipotéticos com base nos parques onshore. Primeiro dividiu-se a
capacidade instalada de cada parque onshore pela capacidade da turbina offshore de 6.15
MW a fim de se obter a quantidade equivalente de turbinas offshore que produziriam a
mesma, ou aproximada, capacidade do parque onshore. Arredondou-se os valores das divisões, pois não poderia haver, por exemplo, 2,1 turbinas, sendo definida apenas como duas
turbinas. A visualização do cálculo para essa etapa pode ser encontrada no Apêndice E.
Em seguida, multiplicou-se a produção de energia anual acumulada gerada pela turbina
REpower 6.15 MW (obtida da subtração da energia acumulada até determinado ano, da
energia acumulada do ano seguinte) pela quantidade de turbinas offshore que possui capacidade aproximada à do parque onshore (procedimento demonstrado no Apêndice E),
retornando o valor da produção de energia gerada por um parque offshore hipotético com
capacidade semelhante ao parque onshore. A produção de energia anual estimada para os
pontos 1 e 2 se encontram no Apêndice F.
Os parques hipotéticos offshore 6 se destacaram por produzir significativamente
mais energia devido às melhores condições de vento e com a vantagem de utilizar menos
turbinas. A Figura 5 apresenta a comparação entre os LCOE’s das fontes onshore e
offshore, sendo a parte "a" com a energia estimada para o ponto P1 e a parte "b" para o
ponto P2.
O menor, médio e o maior LCOE’s calculados para offshore no ponto 1 foram respectivamente de R$ 213,50/MWh (U$ 97,05/MWh) R$ 439,97/MWh (U$ 199,99/MWh)
R$ 689,18/MWh (U$313,26/MWh). Para o ponto 2 foram de R$ 225,61/MWh (U$
102,55/MWh) R$ 491,93/MWh (U$ 223,60/MWh) e R$ 770,73/MWh (U$ 350,33). Em
comparação com os LCOE’s dos parques onshore o ponto 1 tem menor preço médio e
máximo, mas o menor valor do LCOE ainda é de um parque em terra. No ponto 2 apenas
o valor máximo se sobressaiu, ficando com um preço abaixo em relação ao maior preço
do LCOE para onshore.
É possível observar na parte "a" da Figura 5, que representa os LCOE’s dos parques
offshore hipotéticos do ponto 1, conseguiram, em sua maioria, se equiparar aos parques
onshore, o que não aconteceu para os parques do ponto 2. Isso se deu devido à menor
produção de energia gerada no ponto 2. Se os custos para offshore fossem apenas o dobro
dos custos para onshore, os parques hipotéticos offshore seriam quase todos superiores,
6
O modelo para o cálculo do LCOE dos parques eólicos offshore, apresentado por Levitt et al. (2011)
e utilizado neste trabalho, não leva em consideração o efeito da distância da costa, profundidade da
água ou o tipo de turbina, mas os valores encontrados são semelhantes a empreendimentos que usam
tecnologia convencional (que inclui monopilar, fundação de base gravitacional e fundações de jaqueta) e
condições meteo-oceanográficas semelhantes, com não mais que 30 metros de profundidade da água e 46
km da costa. Para melhor visualização de como são essas estruturas pode-se consultar o Anexo A, que
apresenta diferentes tipos de fundações para turbinas eólicas offshore.
29
Figura 5 – Comparação entre LCOE’s das fontes onshore e offshore (custos 3X maiores)
Fonte: Elaborado pelo autor
tanto para o ponto 1 quanto para o ponto 2, como mostram as partes "a" e "b" da Figura
6.
8 DISCUSSÕES
O alto custo de produção é um dos principais empecilhos para a energia eólica
no Brasil, esse custo é elevado mesmo para a fonte onshore, que se encontra em um
estado tecnológico mais maduro que a fonte offshore atualmente. Manter-se competitiva
frente a outras fontes, como a hidrelétrica, que domina a matriz energética do país, é um
grande desafio. Estudos apontam para uma tendência na diminuição do preço da fonte
onshore nos últimos anos, ficando entre US$ 84,84/MWh em 2009, US$ 74,14/MWh em
2010 e US$ 64,58/MWh em 2011 (OEBELS; PACCA, 2013), em outros casos, para os
mesmos anos respectivamente é possível encontrar os seguintes valores US$ 76,50/MWh,
US$ 65,00/MWh e US$ 56,25/MWh (PEREIRA et al., 2012), entretanto, esses valores
são bastante diferentes dos encontrados neste trabalho, ao qual encontra US$ 85,54/MWh
como o menor valor necessário para cobrir os custos do parque mais promissor em termos
econômicos.
Nesse sentido, o PROINFA tem sido uma forma muito benéfica de incentivo às
fontes renováveis, no entanto, poderia ser ainda melhor caso não adotasse o sistema de
30
Figura 6 – Comparação entre LCOE’s das fontes onshore e offshore (custos 2X maiores)
Fonte: Elaborado pelo autor
leilões de energia, algo que pode comprometer ainda mais a competitividade das fontes
que demandam um custo maior para seu desenvolvimento e que estão em estágios diferentes de amadurecimento em comparação com outras, pois esse sistema fixa um valor
máximo para venda da energia que na maioria das vezes não é compatível com o custo
de desenvolvimento de determinada fonte (DUTRA; SZKLO, 2008). O uso de feed-intariffs, mecanismo amplamente usado na Europa, consiste numa forma mais eficaz de
incentivo, pois garante, durante determinado tempo, a venda da energia produzida e com
preço baseado no custo de desenvolvimento da fonte (PEREIRA et al., 2012; SILVA et
al., 2013).
Em se tratando da fonte offshore, ela encontra ainda mais dificuldades, pois, para
que ela possa começar a desfrutar da redução gradual do preço, primeiro é preciso iniciar
projetos nessa modalidade, ainda inexistentes no Brasil. A participação do Estado como
regulador das atividades é essencial para o desenvolvimento do setor, e não somente, mas
também como fomentador de empreendimentos, dados seus altos custos de implantação
e manutenção (GREEN; VASILAKOS, 2011).
Para que o país possa aproveitar o seu enorme potencial eólico, sobretudo offshore,
estudos sobre os diversos aspectos da energia eólica precisam ser desenvolvidos. Há pouco
esforço no país voltado para essa área, fato comprovado pela pouquíssima quantidade
de estudos desenvolvidos sobre o tema. Há grandes limitações na área, por exemplo, a
31
estimação da produção de energia teria sido mais precisa caso fosse realizada de hora em
hora e não a cada seis horas, como foi o caso dos dados coletados para esse trabalho. As
limitações podem ser uma das causas para o pouco interesse em se desenvolver estudos
nessa área, pois muitas vezes acaba por afugentar pesquisadores desse tema. De toda
forma, cada contribuição, ainda que dedicada a verificar uma pequena especificidade da
energia eólica é um ponto a mais em direção ao amadurecimento do setor e que precisa
ser incentivado.
Todavia, há fatores positivos na fonte offshore. Nesse estudo foi possível observar
que uma maior produção de energia possibilitada pelo potencial eólico do mar pode fazer
com que o valor do LCOE seja reduzido. É importante ressaltar que o que se está reduzindo
é o preço final da energia e não os custos para produção, que somente são reduzidos
com o melhoramento tecnológico, ganho de escala e amadurecimento da fonte offshore
(ESTEBAN et al., 2011). Nesse sentido, há previsões otimistas para a redução gradual
nos custos no período que se estende até 2020 (HEPTONSTALL et al., 2012).
9 CONCLUSÕES
O alto custo de desenvolvimento não é fator decisivo para descartar a fonte offshore,
pois como foi demonstrado, a possibilidade de redução dos custos para offshore e futura
equiparação de preço com a fonte onshore, espera-se que a escolha por uma das duas
fontes aponte mais fortemente para a primeira opção por ser melhor em quesitos como
maior incidência de ventos, menor impacto visual, sonoro, dentre outros.
É preciso investir em medições acerca do potencial eólico para vários locais, pois
como se viu nesse estudo, na comparação entre dois pontos distintos, um acabou levando
vantagem sobre outro. Quanto melhor a precisão da medição, mais precisa será a informação do custo para os investidores.
Como sugestão para trabalhos futuros, pode-se citar uma investigação mais acurada a respeito dos custos da fonte offshore, no sentido de destrinchar cada componente
e como ele afeta o preço final da energia. Outra sugestão seria avaliar a integração dos
parques em várias localidades, com o intuito de diminuir o risco no fornecimento de energia por essa fonte, ou mesmo a complementariedade com a fonte hidrelétrica, dado que
o período em que uma está debilitada é justamente o período de maior potência para a
outra.
32
REFERÊNCIAS
ADELAJA, A.; McKEOWN, C.; CALNIN, B.; HAILU, Y. Assessing offshore wind
potential. Energy Policy, v. 42, p. 191–200, 2012.
ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE ENERGIA EÓLICA. Boletim Mensal de Dados
do Setor Eólico - Público. Brasília - DF, 2013. Disponível em: <http://tinyurl.com/moa22v5>.
BLANCO, M. I. The economics of wind energy. Renewable and Sustainable Energy
Reviews, v. 13, n. 6–7, p. 1372–1382, ago. 2009.
BRANKER, K.; PATHAK, M. J. M.; PEARCE, J. M. A review of solar photovoltaic
levelized cost of electricity. Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 15, n. 9, p.
4470–4482, 2011. ISSN 1364-0321.
CAVALIERO, C. K. N.; SILVA, E. P. D. Electricity generation: Regulatory mechanisms
to incentive renewable alternative energy sources in Brazil. Energy Policy, v. 33, n. 13,
p. 1745–1752, 2005.
DUTRA, R. M.; SZKLO, A. S. Incentive policies for promoting wind power production
in Brazil: Scenarios for the alternative energy sources incentive program (PROINFA)
under the new Brazilian electric power sector regulation. Renewable Energy, v. 33, n. 1,
p. 65–76, 2008.
EARTH POLICY INSTITUTE. World cumulative installed offshore wind power capacity
and annual addition, 1991-2013. 2013. Disponível em: <http://tinyurl.com/d8fzoz6>.
EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional - 2012.
Brasília - DF, 2013. Disponível em: <http://tinyurl.com/mxamvw3>.
ESTEBAN, M. D.; DIEZ, J. J.; LÓPEZ, J. S.; NEGRO, V. Why offshore wind energy?
Renewable Energy, v. 36, n. 2, p. 444–450, 2011.
GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL. Global Offshore. 2013. Disponível em:
<http://tinyurl.com/mgp5ea4>. Acesso em: 11 out. 2013.
GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL. Global wind energy: Solid growth in 2012. 2013.
Disponível em: <http://tinyurl.com/lo27zm2>. Acesso em: 11 out. 2013.
GREEN, R.; VASILAKOS, N. The economics of offshore wind. Energy Policy, v. 39,
n. 2, p. 496–502, 2011.
HEPTONSTALL, P.; GROSS, R.; GREENACRE, P.; COCKERILL, T. The cost of
offshore wind: Understanding the past and projecting the future. Energy Policy, v. 41,
p. 815–821, 2012.
HERNÁNDEZ-MORO, J.; MARTÍNEZ-DUART, J. M. Analytical model for solar PV
and CSP electricity costs: Present LCOE values and their future evolution. Renewable
and Sustainable Energy Reviews, v. 20, p. 119–132, 2013.
HONG, L.; MÖLLER, B. An economic assessment of tropical cyclone risk on offshore
wind farms. Renewable Energy, v. 44, p. 180–192, 2012.
33
INTERNATIONAL ENERGY AGENCY. Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition. França, 2010. Disponível em: <http://tinyurl.com/qffza9n>.
LEVITT, A. C.; KEMPTON, W.; SMITH, A. P.; MUSIAL, W.; FIRESTONE, J. Pricing
offshore wind power. Energy Policy, v. 39, n. 10, p. 6408–6421, 2011.
MANWELL, J. F.; McGOWAN, J. G.; ROGERS, A. L. Wind energy explained: Theory,
design and application. 2. ed. Chichester: John Wiley & Sons, 2010. Disponível em:
<http://tinyurl.com/m3cbf49>.
MARKARD, J.; PETERSEN, R. The offshore trend: Structural changes in the wind
power sector. Energy Policy, v. 37, n. 9, p. 3545–3556, 2009.
MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Plano Decenal de Expansão de Energia - 2020.
Brasília - DF, 2011. Disponível em: <http://tinyurl.com/pzwkzrk>.
MUSIAL, W.; BUTTERFIELD, S. Energy from offshore wind. In: Offshore Technology
Conference. Houston, Texas: National Renewable Energy Laboratory, 2006. Disponível
em: <http://tinyurl.com/lutjnsm>.
MUSIAL, W.; RAM, B. Large-Scale offshore wind power in the United States:
Assessment of oportunities and barriers. Golden, 2010. Disponível em: <http://tinyurl.com/nkua5v9>.
OEBELS, K. B.; PACCA, S. Life cycle assessment of an onshore wind farm located at
the Northeastern coast of Brazil. Renewable Energy, v. 53, p. 60–70, 2013.
OLIVEIRA FILHO, O. D. Q.; ARAÚJO, A. M.; ASIBOR, A. I.; ROHATGI, J. S.
Meeting peak load demand by an offshore wind farm in Brazil. Wind Engineering, v. 37,
n. 5, p. 549–556, 2013.
OLIVEIRA FILHO, O. D. Q.; ARAÚJO, A. M.; MEDEIROS, A. L. R.; SILVA, H. P.;
ROHATGI, J. S.; ASIBOR, A. I. A preliminary approach of the technical feasibility
of offshore wind projects along the Brazilian coast. IEEE Latin America Transactions,
v. 11, n. 2, p. 706–712, 2013.
ORTIZ, G. P.; KAMPEL, M. Potencial de energia eólica offshore na margem do Brasil.
In: V Simpósio Brasileiro de Oceanografia. Santos, SP: Instituto Oceanográfico da
Universidade de São Paulo, 2011. Disponível em: <http://tinyurl.com/kdtchl4>.
PEREIRA, M. G.; CAMACHO, C. F.; FREITAS, M. A. V.; SILVA, N. F. The renewable
energy market in Brazil: Current status and potential. Renewable and Sustainable Energy
Reviews, v. 16, n. 6, p. 3786–3802, 2012.
PIMENTA, F.; KEMPTON, W.; GARVINE, R. Combining meteorological stations
and satellite data to evaluate the offshore wind power resource of Southeastern Brazil.
Renewable Energy, v. 33, n. 11, p. 2375–2387, 2008.
PIMENTA, F. M.; ASSIREU, A. T. Simulating reservoir storage for a wind-hydro hybrid
system. Submitted to Renewable Energy, 2013.
PRÄSSLER, T.; SCHAECHTELE, J. Comparison of the financial attractiveness among
prospective offshore wind parks in selected European countries. Energy Policy, v. 45, p.
86–101, 2012.
34
RENEWABLES INTERNATIONAL. Onshore versus offshore? 2012. Disponível em:
<http://tinyurl.com/n2pr82h>. Acesso em: 11 out. 2013.
SECRETARIA DA INDÚSTRIA, COMÉRCIO E MINERAÇÃO DO ESTADO DA
BAHIA. Furnas quer estar na vanguarda da tecnologia eólica offshore. 2012. Disponível
em: <http://tinyurl.com/qa2ov43>. Acesso em: 14 nov. 2013.
SILVA, N. F.; ROSA, L. P.; FREITAS, M. A. V.; PEREIRA, M. G. Wind energy in
Brazil: From the power sector’s expansion crisis model to the favorable environment.
Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 22, p. 686–697, 2013.
SNYDER, B.; KAISER, M. J. A comparison of offshore wind power development in
europe and the U.S.: Patterns and drivers of development. Applied Energy, v. 86, n. 10,
p. 1845–1856, 2009.
SNYDER, B.; KAISER, M. J. Ecological and economic cost-benefit analysis of offshore
wind energy. Renewable Energy, v. 34, n. 6, p. 1567–1578, 2009.
VAN DER ZWAAN, B.; RIVERA-TINOCO, R.; LENSINK, S.; VAN DEN OOSTERKAMP, P. Cost reductions for offshore wind power: Exploring the balance between
scaling, learning and R&D. Renewable Energy, v. 41, p. 389–393, 2012.
WANG, Y.; SUN, T. Life cycle assessment of CO2 emissions from wind power plants:
Methodology and case studies. Renewable Energy, v. 43, p. 30–36, 2012.
ZHANG, H.-M.; BATES, J. J.; REYNOLDS, R. W. Assessment of composite global
sampling: Sea surface wind speed. Geophysical Research Letters, v. 33, n. 17, p. 1–5,
2006.
ZHIXIN, W.; CHUANWEN, J.; QIAN, A.; CHENGMIN, W. The key technology of
offshore wind farm and its new development in china. Renewable and Sustainable Energy
Reviews, v. 13, n. 1, p. 216–222, 2009.
35
APÊNDICE A – DADOS DOS PARQUES EÓLICOS ONSHORE BRASILEIROS
36
R
Fonte: Planilha elaborada pelo autor com dados extraídos do Bloomberg New Energy Finance○
37
APÊNDICE B – EXEMPLOS DO CÁLCULO DO LCOE EM PLANILHA
38
Fonte: Elaborado pelo autor
39
APÊNDICE C – LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS P1 E P2
Fonte: Elaborado pelo autor
40
APÊNDICE D – DADOS PARA ESTIMAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA OFFSHORE
Fonte: National Oceanic and Atmospheric Administration - NOAA, Zhang, Bates e Reynolds (2006)
41
Fonte: National Oceanic and Atmospheric Administration - NOAA, Zhang, Bates e Reynolds (2006)
42
APÊNDICE E – QUANTIDADE ARREDONDADA DE TURBINAS OFFSHORE
COM CAPACIDADE APROXIMADA AO DO PARQUE ONSHORE
Fonte: Elaborado pelo autor
43
APÊNDICE F – PRODUÇÃO ANUAL ESTIMADA DE ENERGIA PARA OS PARQUES OFFSHORE HIPOTÉTICOS
44
45
Fonte: Elaborado pelo autor
46
47
48
Fonte: Elaborado pelo autor
49
APÊNDICE G – CÁLCULOS DO CAPM E WACC
𝑘𝑠 = 𝐶𝐴𝑃 𝑀 = 𝑟𝑓 + 𝛽 · (𝑟𝑚 − 𝑟𝑓 )
onde:
𝑘𝑠 = custo de capital próprio;
𝐶𝐴𝑃 𝑀 = Capital Asset Price Model (Modelo de Precificação de Ativos);
𝑟𝑓 = taxa livre de risco;
𝛽 = coeficiente beta;
𝑟𝑚 = retorno do mercado.
𝑘𝑠 = 𝐶𝐴𝑃 𝑀 = 0, 059 + 0, 272 · (0, 13 − 0, 059) = 0, 0783 = 7,83% ao ano.
𝑊 𝐴𝐶𝐶 =
𝑆
𝐵
· 𝑘𝑏 · (1 − 𝑇𝑐 ) +
· 𝑘𝑠
𝐵+𝑆
𝐵+𝑆
onde:
𝑊 𝐴𝐶𝐶 = Weighted Average Cost Of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital);
𝐵
= participação de capital de terceiros na empresa;
𝐵+𝑆
𝑆
= participação de capital próprio na empresa;
𝐵+𝑆
𝑘𝑏 = custo de capital de terceiros;
𝑇𝑐 = impostos.
𝑊 𝐴𝐶𝐶 = 0 · 0.084 · (1 − 0, 34) + 1 · 0, 0783 = 7,83% ao ano.
50
ANEXO A – FUNDAÇÕES PARA TURBINAS OFFSHORE
Fonte: Musial e Butterfield (2006)