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ESTUDO DE CASO DE UMA USINA EÓLICA OFFSHORE NO BRASIL
Autor:
KEVIN FARAH BUCKLEY
MBE ENERGIA – Turma 2018.01
RIO DE JANEIRO - RJ
2020
KEVIN FARAH BUCKLEY
ESTUDO DE CASO DE UMA USINA EÓLICA OFFSHORE NO BRASIL
Trabalho de Conclusão de Curso (TCC)
MBE ENERGIA – Turma 2018.01
Orientador
CARLOS BASTIAN PINTO
RIO DE JANEIRO - RJ
2020
RESUMO
Este trabalho propõe identificar uma região costeira no Brasil com alto potencial de geração eólica offshore, considerando as características meteorológicas e geográficas que propiciam um regime de ventos adequados para a geração eólica, aliado a condições adequadas de infraestrutura local para desenvolver um empreendimento offshore. Uma vez identificada a região, analisar o ambiente comercial para esta indústria, definir as características do empreendimento, como potência instalada, quantidade e tipo de aerogeradores, forma de conexão ao sistema elétrico e, então, definir os níveis de custo associados à implementação e operação de uma usina eólica offshore nessas condições. A partir daí, realizar uma valoração preliminar do empreendimento através da análise de fluxo de caixa ao longo da vida produtiva para verificar se há viabilidade econômica para esse desenvolvimento. Com os resultados obtidos, discutir quais fatores têm maior impacto na viabilidade econômica e como se poderia buscar soluções para tornar viável esse tipo de empreendimento.
A região escolhida para a este estudo de caso foi o litoral do Ceará, dentro de uma faixa de 10 km a 20 km de distância da costa, com uma profundidade de 10 m a 30 m, considerando uma usina eólica offshore de 300 MW de capacidade, com turbinas de 6 MW cada e fator de capacidade de 50%. Os resultados obtidos indicam que seria difícil a viabilidade econômica de um empreendimento de geração eólica offshore sem algum tipo de incentivo governamental, já que o caso com condições normais de tarifas energéticas e impostos apresentou um VPL negativo em mais de R$ 800 milhões e baixa taxa interna de retorno. Ao considerar algum tipo de subsídio e benefício fiscal alterando positivamente parâmetros simples como o valor da tarifa, a taxa de desconto e o imposto cobrado, foi obtido um resultado melhor, com VPL positivo em mais de R$ 400 milhões, TIR de 10% e payback descontado em 14 anos. Ainda é um resultado marginal para o nível de risco associado a um empreendimento de eólica offshore, visto que é uma indústria ainda não desenvolvida no Brasil e com grande sensibilidade aos altos custos de investimento. Mas existe vontade política e demanda social, que podem ajudar a subsidiar o início desta indústria para aproveitar o potencial eólico que o país possui, e assim contribuir para atingir as metas de redução de emissões de CO2 e atendimento à crescente demanda energética nas próximas décadas.
Palavras-chave: Energias renováveis, energia eólica, eólicas offshore, valoração de projeto.
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 4
a. Região de alto potencial de geração eólica offshore ............................................ 7
b. Custos de Desenvolvimento de um Projeto Eólico Offshore ............................... 13
2. METODOLOGIA ................................................................................................. 15
3. RESULTADOS E CONCLUSÃO ........................................................................ 17
4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 20
ANEXO I .................................................................................................................... 23
4
1. INTRODUÇÃO
O homem usa a energia do vento desde a antiguidade, quando egípcios já
construíam embarcações movidas a remo e com uma vela quadrada em um mastro
central, que ajudava a propelir o barco através do Rio Nilo. Durante séculos a
navegação foi o principal uso da energia eólica, até que por volta do século X, na
Pérsia, um novo tipo de moinho, não movido a partir da corrente de água de um rio e
sim movido com a força de arraste do vento, começou a ser usado para bombear água
e moer grãos. Era um moinho de vento de eixo vertical, com velas e um canal de
entrada de forma que o arraste da corrente de ar só atuava em um dos lados e fazia
o eixo vertical girar. Dois séculos depois, no norte da Europa, moinhos de eixo
horizontal apoiados em torres começaram a ser usados. Esses eram mais parecidos
com os moinhos usados até hoje, que fazem uso da força de empuxo criado pelo
formato aerodinâmico das pás ao invés do arraste, sendo assim muito mais eficientes
por aproveitar toda a área do diâmetro do rotor (CAMARGO SCHUBERT
ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
a) b)
Figuras 1.a): Ilustração de um barco a vela usado na antiga civilização egípcia (EGYPT TODAY,
2020); 1.b): Componentes de um aerogerador (SILVA, 2020)
A conversão da energia cinética da massa de ar passando pelo rotor para
energia mecânica de rotação do eixo é descrita pela fórmula da energia cinética
transportada por essa massa de ar por unidade de tempo, que chega à potência
disponível na área do rotor: 𝑃 =𝜌𝐴𝑉3
2, onde P é a potência, ρ é a densidade do ar, A é
a área do rotor, V é a velocidade do vento. Como a conversão da energia não é
completa, ainda é preciso multiplicar essa potência por um coeficiente aerodinâmico
de potência do rotor e por um coeficiente de perda na geração elétrica no conjunto
gerador/transmissão (SILVA, 2020).
5
Figura 2: Elementos da nacelle de um aerogerador (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS
ASSOCIADOS, 2019).
A tecnologia usada hoje para os aerogeradores modernos produz eletricidade
a partir da rotação do eixo horizontal do rotor, transferida para um gerador elétrico
localizado logo atrás do rotor, no compartimento chamado de nacelle (Figura 2).
Inovações na aerodinâmica das pás, na sustentação da torre e nos materiais de
fabricação permitiram evoluir até alcançar elevados níveis de eficiência energética na
geração, com turbinas cada vez maiores e mais potentes, necessitando de menos
aerogeradores para produzir a mesma energia (IRENA, 2016b).
Figura 3: Crescimento da capacidade e diâmetro dos rotores de aerogeradores
(IRENA, 2016b)
6
A geração eólica offshore começou no início dos anos 1990, na Dinamarca, e
evoluiu comercialmente a partir dos anos 2000. Os modelos de aerogeradores usados
offshore são bem parecidos com os modelos usados em terra, mas no ambiente
marinho é possível usar turbinas maiores devido às menores restrições de espaço,
inclusive para melhorar o custo por MW pela redução do número de unidades de
turbinas. A capacidade instalada de geração eólica offshore no mundo cresceu de
alguns megawatts em 2001 para mais de 12 GW em 2015 e com projetos em
andamento que devem atingir 17 GW em 2022 (IRENA, 2016b e EPE, 2020). A grande
maioria dos parques eólicos offshore estão instalados nas costas setentrionais da
Europa (Reino Unido, Alemanha, Dinamarca, Bélgica, Holanda e Suécia) e na China.
Novos desenvolvimentos estão em andamento também nos EUA, Japão e devem se
espalhar à medida que os custos de implantação baixarem com ganhos de escala e
inovações tecnológicas.
A principal razão para o rápido desenvolvimento da indústria de geração de
energia eólica é a busca por fontes de energia renováveis para substituir as fontes
fósseis na matriz energética global. As metas climáticas definidas no acordo de Paris
em 2015 para reduzir as emissões de gases de efeito estufa, principalmente o CO2,
e evitar o aquecimento global necessitam de grandes esforços de governos, empresas
e sociedades para alavancar investimentos em energias renováveis. As energias solar
e eólica são as fontes que hoje despontam como as mais capazes de gerar energia
em larga escala e garantir o fornecimento para o progresso da sociedade durante essa
transição energética.
O Brasil já possui uma matriz energética com uma participação de fontes
renováveis muito acima da média global, principalmente devido à grande capacidade
de geração hidrelétrica. Mas ainda pode contribuir ainda mais com esse esforço
global, tendo inclusive assinado o acordo de Paris com metas para redução de
emissões de CO2, através do investimento em geração eólica e solar. O país tem
grande potencial em ambas as fontes e pode ainda aliar com uma transição de
geração termoelétrica com óleo combustível para gás natural.
O cenário no Brasil para desenvolver um empreendimento de geração de
energia eólica é muito bom em terra, com grande crescimento observado nos últimos
10 anos (gráfico 1). Porém no ambiente offshore ainda não existem empreendimentos
7
em operação, somente em fases preliminares de licenciamento ambiental, como será
discutido mais à frente neste trabalho.
Gráfico 1: Evolução da geração eólica no Brasil (EPE, 2019)
Este trabalho propõe identificar uma região costeira no Brasil com alto potencial
de geração eólica offshore, considerando aspectos técnicos e econômicos, analisar o
ambiente comercial para esta indústria e definir os níveis de custo associados à
implementação e operação de uma usina eólica offshore. A partir daí, realizar uma
valoração preliminar do empreendimento e verificar se há viabilidade econômica para
esse desenvolvimento, discutindo quais fatores têm maior impacto no resultado e
como se poderia buscar uma solução para tornar viável esse tipo de empreendimento.
a. Região de alto potencial de geração eólica offshore
Baseado nos dados do Global Wind Atlas (TUD, 2019), as regiões no Brasil
com maior potencial de ventos para a instalação de usinas eólicas em ambientes
offshore são a costa marítima do Nordeste, do Rio Grande do Norte ao Maranhão, a
costa marítima e lagoas do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina e a costa marítima
do norte do Rio de Janeiro e sul do Espírito Santo (figura 4).
8
Figura 4: Velocidade Média de Ventos a 100m no Brasil (TUD, 2019)
Destas regiões de mais alto potencial, o estado do Ceará é um dos mais
promissores e com boa disponibilidade de informações atualizadas de seu potencial
de ventos, tendo publicado em 2019 a última versão do seu Atlas Eólico e Solar do
Estado do Ceará. O Ceará tem 2GW de capacidade instalada de geração eólica,
distribuídos em 81 usinas, todas em terra, com potência instalada variando entre 5
MW e 230 MW (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
Destes, 1,81 GW estão ligados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), enquanto 240
MW são de usinas que não estão conectadas ao SIN. O estado tem com isso a 3ª
maior capacidade instalada de energia eólica no Brasil, atrás apenas de Bahia e Rio
Grande do Norte, que têm 4,1 GW de capacidade eólica instalada cada um (ONS,
2020).
9
Gráfico 2: Capacidade instalada de usinas eólicas por estado no Brasil (ONS, 2020)
O Ceará é um estado que na última década apresentou um crescimento anual
do PIB duas vezes maior do que a média nacional, possui localização geográfica
estratégica dada a maior proximidade com os países da América do Norte e Europa,
apresenta custo de mão-de-obra mais baixo que a média nacional e políticas de
incentivo fiscal às energias renováveis. Em 2017 o Ceará consumiu 11.800 GWh de
energia elétrica e o estado é um exportador de energia elétrica a outros estados
através do SIN, com cerca de um terço de sua produção tendo este destino
(CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
A indústria eólica já é uma atividade econômica importante no Ceará. O estado
conta com pontos de conexão ao SIN para as redes de transmissão elétricas em locais
estratégicos; os portos de Pecém e de Mucuípe (em Fortaleza) são utilizados para
importação, exportação, transporte e armazenagem de componentes para energias
renováveis; a indústria local fabrica componentes usados na construção de
aerogeradores, como pás, rotores e nacelles, destacando-se as empresas Wobben,
Vestas e Aeris (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019). Para
indústria de eólicas offshore será necessário avaliar e adaptar ou desenvolver
infraestrutura portuária de apoio marítimo e operacional para os parques offshore.
Não existem turbinas eólicas offshore operando no Brasil no momento, mas
existem novos empreendimentos em processo de licenciamento ambiental no IBAMA
em fase preliminar, com FCAs (Ficha de Caracterização de Atividade) e estudos
enviados de EIA/RIMA (Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto
RN - 4158
BA - 4082CE - 2055
RS - 1832
PI - 1757
PE - 646
MA - 426 SC - 246PB - 157
POTÊNCIA EÓLICA INSTALADA (MW)
Brasil: 15,4 GW
10
Ambiental). Destes, 3 estão localizados no Ceará, 1 no Rio de Janeiro e 1 no Rio
Grande do Sul (EPE, 2020). Havia mais um no Rio Grande do Norte, mas a Petrobras,
proprietária do empreendimento, o suspendeu (ver tabela 1 abaixo).
Projeto Estado Capacidade Início do
processo
Desenvolvedor (Holding)
Caucaia CE 600 MW 2016 BI Energia (Fortore, ITA)
Asa Branca I CE 400 MW 2017 Eólica Brasil (independente)
Jangada CE 3000 MW 2019 Neoenergia (Iberdrola, ESP)
Maravilha RJ 3000 MW 2019 Neoenergia (Iberdrola, ESP)
Águas
Claras
RS 3000 MW 2019 Neoenergia (Iberdrola, ESP)
Piloto
Ubarana
RN 5 MW 2018 Petrobras (suspenso)
Tabela 1: Parques eólicos offshore em processo de licenciamento ambiental no Brasil (EPE, 2020)
O complexo de Asa Branca é um dos pioneiros em desenvolvimento, liderado
por uma empresa nacional independente, a Eólica Brasil, cujo CEO, Marcelo Storrer,
também é presidente da recém-criada Associação Brasileira de Eólicas Marítimas
(ABEMAR). O complexo de Caucaia está sendo desenvolvido pela BI Energia, uma
empresa ligada, através da holding Imprese e Sviluppo, ao grupo italiano Fortore
Energia, que desenvolve, constrói e opera usinas eólicas na Itália. O terceiro
empreendimento offshore no Ceará é o complexo Jangada, desenvolvido pela
Neoenergia, empresa do grupo espanhol Iberdrola, que é um dos grandes players da
indústria de eólicas offshore no mundo, com usinas em operação no Reino Unido,
França, Alemanha e EUA. No Brasil, a Neoenergia atua de forma integrada no sistema
de energia elétrica, desde a geração, com hidrelétricas, eólicas e térmicas, passando
pela transmissão e finalmente na distribuição e comercialização de eletricidade em
vários estados brasileiros, especialmente no Nordeste. Os outros dois
empreendimentos também são da Neoenergia e fazem parte de um “pacote” de novos
projetos, incluindo o complexo Jangada -CE, o complexo Maravilha-RJ e o complexo
Águas Claras-RS. As características dos três projetos da Neoenergia são
semelhantes, cada um com 4 parques de 750 MW, com 50 aerogeradores de 15 MW
em cada parque (EPBR, 2020).
11
Figura 5: Mapas dos 5 complexos eólicos offshore em licenciamento no Brasil (EPBR, 2020)
O regime de ventos no litoral do Ceará é influenciado pela Zona de
Convergência Intertropical – ZCIT – uma zona global de baixa pressão que ocorre na
região Tropical próxima à Linha do Equador, criando os ventos alísios de nordeste e
sudeste. A movimentação sazonal da ZCIT na direção norte-sul intensifica a
velocidade dos ventos no segundo semestre do ano e acalma os ventos no primeiro
semestre (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
O potencial eólico anual a 100m de altura no litoral do Ceará é alto, com
velocidades médias de vento na faixa de 8,5 m/s a 9,5 m/s. A característica da região
é de ter ventos constantes ao longo do dia, mas um efeito significativo de sazonalidade
anual, com velocidades de vento na faixa de 6-7 m/s nos meses de Janeiro a Maio,
enquanto que nos meses de Junho a Dezembro essa variação é de 9-11 m/s. A média
anual resultante permite estimar um fator de capacidade bruto de 60% para as turbinas
eólicas offshore em áreas de até 20 m de profundidade de lâmina d’água (CAMARGO
SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
12
Tabela 2: Potencial Eólico Offshore do Ceará (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS
ASSOCIADOS, 2019)
Figura 6: Potencial eólico offshore anual do Ceará (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS
ASSOCIADOS, 2019)
13
b. Custos de Desenvolvimento de um Projeto Eólico Offshore
O aproveitamento dos ventos na superfície marítima para gerar energia
costuma ser melhor do que em terra devido à superfície plana, sem obstáculos, menos
restrições à distância do solo e ao regime mais forte e constante de ventos nesse
ambiente, favorecendo o uso de turbinas de maior potência, com maior diâmetro de
rotor. Outra vantagem significativa é ter os aerogeradores afastados de comunidades
e populações, evitando a poluição sonora e visual normalmente causada pelos
parques eólicos em terra. A grande desvantagem das usinas offshore é o custo bem
mais alto (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
Enquanto o custo normalizado da energia produzida (Levelized Cost of
Electricity – LCOE) das eólicas onshore fica em torno de USD 56/MWh, o das eólicas
offshore é aproximadamente o dobro: USD 127/MWh. Um fator ainda maior é visto no
custo total instalado: a média para onshore é de USD 1497/kW e para offshore é de
USD 4353/kW (IRENA, 2019).
Gráfico 3: Comparação de custos de eólica onshore e offshore (IRENA, 2019)
A razão dessa diferença entre onshore e offshore é observada claramente na
composição do custo de investimento de cada uma dessas aplicações, conforme
gráfico 4. A participação dos custos de fundações, conexão ao grid, construção e
instalação no custo total da eólica offshore (~60%) é muito maior do que no da onshore
(~25%), evidenciando que esses são os principais fatores que conferem altos custos
à offshore (DELOITTE, 2014).
56
127
0
20
40
60
80
100
120
140
USD
/MW
h
Custo Normalizado da Eletricidade
Onshore Offshore
1497
4353
0
1000
2000
3000
4000
5000
USD
/kW
Custo Total Instalado
Onshore Offshore
14
Gráfico 4: Composição dos custos totais instalados de eólicas onshore e offshore (DELOITTE, 2014)
A atratividade do desenvolvimento de eólicas offshore vem da possibilidade de
usar turbinas maiores e mais potentes e, portanto, ter menos aerogeradores por MW
instalado. E do maior fator de capacidade na geração por causa do regime tipicamente
mais forte e constante de ventos, com menos obstáculos, permitindo um fator na faixa
de 40-60% offshore contra uma faixa de 20-40% onshore. Esses fatores de maior
eficiência da eólica offshore precisam ser grandes o suficiente para compensar os
custos mais altos de instalação.
A eólica offshore se utiliza dos mesmos tipos de recursos da indústria offshore
de óleo e gás (O&G), com grandes navios de construção para fazer as fundações,
transportar, içar e instalar as torres, pás, rotores e nacelles. Esses recursos são
bastante caros, com mão-de-obra especializada e altos riscos envolvidos nas
operações. Por isso instalar usinas eólicas offshore em regiões com concomitante
atividade offshore para a indústria de óleo e gás tem um benefício de se compartilhar
o desenvolvimento e uso da infraestrutura e ter recursos disponíveis. No litoral do
Ceará não há atividade offshore de O&G no momento, mas diversos blocos licitados
a grandes empresas de O&G se encontram na região, conhecida como Margem
Equatorial, esperando licenciamento ambiental para começar atividades exploratórias
(EPBR, 2020).
A metodologia de estimativa de custo da IRENA (2019) usa um WACC de 7,5%
para países desenvolvidos e China, e 10% para o resto do mundo. E considera o custo
de operações, OPEX, dentro da faixa de USD 0,02 – 0,05 por kWh gerado. Já o estudo
feito pela AFRY para o governo holandês (2020) aponta custos de OPEX em 2020 a
7%7%
12%
74%
Onshore
20%
20%
20%
40%
Offshore
Outros custos decapital
Construção
Conexão Elétrica
Turbinas
15
EUR 60/kW/ano, com previsão de redução nos anos seguintes devido às economias
de escala para operações e manutenção de aerogeradores. O mesmo estudo aponta
um custo total de investimento, CAPEX, para usinas offshore em 2020 de EUR
1920/kW. As referências de custo do estudo da AFRY serão usadas neste estudo de
caso, já que são os dados mais atuais coletados em pesquisa e fazem sentido para
um desenvolvimento que ocorreria além da segunda metade da década de 2020. No
entanto, para refletir um risco de custos mais altos em se tratando de uma região sem
tradição de indústrias offshore foi acrescido um adicional de 20% neste custo,
chegando a USD 2500/kW. Na conversão de câmbio atual, considerando USD 1 = R$
4,50 o valor em Real de R$ 11.250 se equipara com a estimativa do estudo da EPE
Roadmap Eólica Offshore (2020) que sugere uma faixa de R$8.700/kW a R$
15.600/kW para o CAPEX.
2. METODOLOGIA
Para o estudo de caso deste trabalho, foi considerado o desenvolvimento de
uma usina eólica offshore no litoral do estado do Ceará com capacidade instalada de
300 MW, contendo 50 aerogeradores de 6 MW de potência cada um, com hub a 110m
de altura e diâmetro de rotor de 150 m. Como este estudo é teórico, um local exato do
parque eólico não foi definido, mas pode-se assumir que ele fica a uma distância de
10 km a 20 km da costa, em águas com profundidade de 10 m a 30 m e que a conexão
elétrica dos parque gerador com a terra se dá por meio de uma plataforma servindo
como subestação e cabos submarinos que levam a corrente elétrica até uma outra
subestação em terra, de onde linhas de transmissão saem para conectar ao SIN no
ponto mais próximo ou plausível, como, por exemplo, São Gonçalo de Amarante,
próximo de Fortaleza, ou até mesmo em Sobral, caso o parque seja no norte do
estado.
As condições de vento consideradas neste estudo são com velocidade média
de 8 m/s a 9 m/s, em regime constante, porém sazonal em base anual, que permite
assumir um fator de capacidade de 50% no projeto. Desta forma o parque poderia
gerar até 1,3 GWh de energia em um ano, o equivalente a 10% da energia elétrica
16
consumida em todo o estado do Ceará em 2017 (CAMARGO SCHUBERT
ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).
É necessário um investimento de capital, CAPEX, da ordem de R$ 3,4 bilhões
já nos primeiros anos do empreendimento, com a fabricação de turbinas, pás, torres
e outros equipamentos, com a instalação dos aerogeradores em mar aberto usando
embarcações especiais e com a conexão com a rede elétrica. Durante a operação da
usina, outros R$ 740 milhões, já descontados a valor presente, serão gastos para
operar e manter os aerogeradores no ambiente marítimo offshore durante os 20 anos
de operação previstos.
Para a análise de viabilidade econômica do empreendimento, será considerada
uma taxa de desconto de 10%, conforme recomendado para países fora da OCDE
(IRENA, 2019). Em um ambiente político e econômico de incentivos ao
desenvolvimento da indústria de geração de energia renovável, usando o potencial
eólico offshore do país e desenvolvendo a tecnologia e expertise localmente nessa
área de atuação, poderia ser considerada uma taxe menor, como 8% que é
recomendado para países da OCDE e China.
A tarifa que deve ser assumida na análise econômica é uma variável tão
importante quanto complicada de se estimar. Uma forma de se atribuir uma referência
de quanto essa tarifa precisaria ser para que o empreendimento seja viável é
calculando o custo normalizado da eletricidade, ou também conhecido como LCOE
(Levelized Cost of Electricity). Este é um parâmetro muito usado para comparar o
custo da energia gerada por fontes diversas e significa o quanto precisa ser o preço
da eletricidade vendida para que o empreendimento tenha receitas iguais aos custos
totais, gerando um retorno igual à taxa de desconto (IRENA, 2019). O LCOE é um
bom parâmetro comparativo, mas para estimar a tarifa que vai gerar a receita do
empreendimento o melhor é usar as tarifas realizadas de mercado das séries
históricas.
As tarifas realizadas na Europa historicamente ficaram em torno de EUR 40-
50/MWh nos últimos dez anos (AFRY, 2020). Convertendo esse valor em Reais tem-
se aproximadamente R$ 200/MWh, que é menor do que a tarifa média praticada na
região Nordeste do Brasil nos últimos 8 anos, que foi de R$ 290/MWh no mercado
17
livre, cujo preço de referência é o PLD, Preço de Liquidação de Diferenças (CCEE,
2020).
Gráfico 5: Preço da energia no mercado livre (PLD) no Nordeste (CCEE, 2020)
3. RESULTADOS E CONCLUSÃO
A valoração econômica do empreendimento descrito neste estudo de caso está
apresentada no Anexo I. O método utilizado foi a determinação de um fluxo de caixa
simplificado, baseado na receita da geração de eletricidade, custos de investimento e
operacionais e imposto de renda. Os parâmetros de cálculo utilizados, já mencionados
nas seções anteriores deste trabalho, estão resumidos na tabela 3. Dois casos foram
analisados, o Caso 1 com os parâmetros econômicos baseados em séries históricas
e o Caso 2 com uma variação de parâmetros específicos assumindo formas de
incentivo governamental, como redução de impostos e subsídios na tarifa, para
viabilizar economicamente o projeto.
Parâmetro Caso 1 Caso 2 Unidade Comentário
Tarifa de energia 290 400 R$/MWh PLD médio histórico
Potência instalada 300 300 MW
Fator de
Capacidade
50 50 % Ventos 8-9 m/s,
offshore
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
jan
-12
abr-
12
jul-
12
ou
t-1
2ja
n-1
3ab
r-1
3ju
l-1
3o
ut-
13
jan
-14
abr-
14
jul-
14
ou
t-1
4ja
n-1
5ab
r-1
5ju
l-1
5o
ut-
15
jan
-16
abr-
16
jul-
16
ou
t-1
6ja
n-1
7ab
r-1
7ju
l-1
7o
ut-
17
jan
-18
abr-
18
jul-
18
ou
t-1
8ja
n-1
9ab
r-1
9ju
l-1
9o
ut-
19
jan
-20
abr-
20
R$
/MW
h
Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) no Nordeste
18
Potência da
Turbina
6 6 MW 50 turbinas no total
OPEX 60 60 USD/kW/ano Ref AFRY, 2020
Depreciação 12 12 anos
Imposto de Renda 27 20 %
CAPEX 2500 2500 USD/MW Ref AFRY, 2020
Taxa de Desconto 10 8 %
Câmbio 4,5 4,5 R$/USD
Tabela 3: Parâmetros da valoração econômica para os casos 1 e 2
Os resultados de viabilidade econômica são analisados com base nos critérios
tradicionais de valoração de projetos: Valor Presente Líquido (VPL), TIR (Taxa Interna
de Retorno), Payback, Value Investment Ratio (VIR) e LCOE. A tabela 4 mostra os
resultados obtidos.
Parâmetro Caso 1 Caso 2 Unidade Comentário
VPL (-)860 422 R$ MM
TIR 4,9 10 %
VIR (-)0,27 0,13 - Adimensional
Payback 20+ 14 Anos Payback Descontado
LCOE 367 367 R$/MWh Custo Total / Geração
Tabela 4: Resultados econômicos da valoração dos casos 1 e 2
Os resultados obtidos indicam que seria difícil a viabilidade econômica de um
empreendimento de geração eólica offshore na costa do Ceará sem algum tipo de
incentivo governamental.
O VPL do Caso 1 é negativo em R$ 860 milhões e o TIR é apenas 4,9%, ou seja, o
projeto gera prejuízo a uma taxa de desconto de 10% e um retorno a 4,9% não é
condizente com o nível de risco e incertezas associados ao desenvolvimento de
eólicas offshore.
O VPL do Caso 2 é positivo em R$ 422 milhões, que é um bom valor de retorno,
mas com um TIR de 10% e um VIR de 0,13 pode-se ainda definir este tipo de
empreendimento como marginal, dado o alto risco envolvido e uma baixa razão de
retorno em relação ao alto investimento inicial. E o payback do projeto só acontece 14
19
anos depois de feito o investimento inicial, o que é um tempo longo para se ficar
exposto financeiramente.
O LCOE de ambos os casos é o mesmo, visto que os custos totais e a geração
não foram variadas de um caso para o outro, em 328 R$/MWh, ou 73 USD/MWh. Se
for comparado ao LCOE do benchmark da IRENA (2019), de 127 USD/MWh, vê-se
que os custos totais deste empreendimento são otimistas, carecendo de uma
realização da esperada redução de custo no mercado de eólicas offshore para ser
alcançado.
Os incentivos fiscais e subsídios parecem ainda ser essenciais nesta fase de
maturação da indústria de eólicas offshore no Brasil e podem vir a contribuir para que
um projeto seja economicamente viável, dependendo das condições aqui
apresentadas. Mas o grande potencial de ventos em locais da costa brasileira, o
desenvolvimento de uma indústria offshore comum entre O&G e Eólicas e um
incentivo político para desenvolver formas de geração de energia sustentável a longo
prazo podem conjugar fatores que destravam esse tipo de investimento no Brasil nos
próximos anos.
Este estudo de caso considerou parâmetros simplificados e limitou a análise de
riscos envolvidos no investimento em eólicas offshore para gerar resultados
preliminares que servem de orientação para alguns dos desafios envolvidos. Porém,
outros fatores muito importantes não foram discutidos nesta análise mesmo tendo um
peso muito grande na decisão de investimento, como riscos ambientais de instalação
e operação, incerteza no licenciamento ambiental, falta de clareza no ambiente
regulatório, ausência de marcos legais para esse tipo de atividade específica,
crescimento do mercado global, entre outros. Muitas das referências bibliográficas
aqui mencionadas discutem profundamente esses fatores de risco e é possível
vermos que há muitos desafios pela frente para mitigá-los, aliados a uma grande
vontade da sociedade de realizar esses empreendimentos sustentáveis.
20
4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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22
TUD (Technical University of Denmark). Global Wind Atlas, 2019. Disponível em
<https://globalwindatlas.info/>, acesso em Abril 2020.
23
ANEXO I
Planilha de cálculo da valoração econômica do empreendimento:
Cash Flow Eólica
Offshore.xlsx