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
JOÃO PAULO COSTA DE MEDEIROS
PRECIFICAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
OFFSHORE NO BRASIL
Dissertação de Mestrado apresentada ao Pro-grama de Pós-Graduação em Administração da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como quesito para a obtenção do Tí-tulo de Mestre.
Orientador: Vinicio de Souza e Almeida, Dr.
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.
JOÃO PAULO COSTA DE MEDEIROS
PRECIFICAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA
OFFSHORE NO BRASIL
Dissertação de Mestrado apresentada ao Pro-grama de Pós-Graduação em Administração da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como quesito para a obtenção do Tí-tulo 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
AGRADECIMENTOS
À minha tríade: Maria, Elma e Elba. Sem vocês o acorde Ąca 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 Ąns 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 subs-tancialmente esse estudo.
RESUMO
A fonte de energia eólicaoffshore 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 ou-tros. 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, preciĄcando a fonte offshore através do Livelized Cost of Energy Ű LCOE, que representa o retorno mínimo para cobrir os custos de desenvolvimento, produção e manutenção de um projeto eólico. O LCOE foi primei-ramente calculado para todos os parques eólicosonshore brasileiros listados no Bloomberg New Energy Finance÷, contabilizando 71 parques. Em seguida foram criados parques eólicosR offshore
hipotéticos a partir dos parques onshore, triplicando os custos de geração, o que está em con-formidade 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 Atmosphe-ric Administration. Os resultados demonstram que a fonte offshore tem o potencial de reduzir signiĄcativamente o preço da energia devido à melhor performance do vento no mar.
ABSTRACT
Ofshore 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 ofshore projects. High costs are a strong impediment. This study is an efort towards pricing ofshore 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 Finance÷, accounting for 71 farms. Then hypothetical ofshore wind farms were created fromR
the onshore farms, tripling the cost of generation, which is consistent with the literature, and estimating the ofshore energy for two locations of the Brazilian coast using satellite data extracted from National Oceanic and Atmospheric Administration. The results demonstrate that ofshore resources have the potential to signiĄcantly reduce the energy price due to the better performance of the wind at sea.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1 Ű Capacidade eólica global acumulada e seu crescimento liquido anual entre 1993-2012 . . . 18
Figura 2 Ű Divisão em cenários por preço para os LCOEŠs dos parques eólicos
onshore . . . 25 Figura 3 Ű Série representativa dos dados de vento dos pontos P1 e P2. . . 27 Figura 4 Ű Curva de potência da turbina REpower de 6.15 MW e fotograĄa da
mesma . . . 27 Figura 5 Ű Comparação entre LCOEŠs das fontes onshore e ofshore (custos 3X
maiores) . . . 29
LISTA DE TABELAS
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
��2 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
LISTA DE SÍMBOLOS
︁ Letra grega Sigma (somatório)
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO . . . . 15
2 FORMULAÇÃO DO PROBLEMA . . . . 16
3 JUSTIFICATIVA . . . . 16
4 OBJETIVOS . . . . 17
4.1 GERAL . . . 17
4.2 ESPECÍFICOS . . . 17
5 REVISÃO DA LITERATURA . . . . 18
5.1 ENERGIA EÓLICA: PANORAMA MUNDIAL E BRASILEIRO . . . 18
5.2 VANTAGENS E DESVANTAGENS DA FONTE OFFSHORE . . . 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 BRA-SILEIROS . . . . 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 PAR-QUE ONSHORE . . . . 42
APÊNDICE G CÁLCULOS DO CAPM E WACC . . . . 49
15
1 INTRODUÇÃO
A principal contribuição desse estudo é preciĄcar a energia eólicaoffshoreno 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 (��2), um dos gases causadores do efeito estufa (GEE) (ESTEBANet 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 fonteoffshoreeste 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 signiĄca 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 eólicosonshorebrasileiros lista-dos noBloomberg New Energy Finance÷R. Em seguida, são criados parques eólicosoffshore
16
2 FORMULAÇÃO DO PROBLEMA
O Brasil ainda não possui empreendimentos eólicosoffshore. Enquanto isso a ener-gia eólica na modalidade onshore têm aproximado cada vez mais seu preço ao das fontes convencionais, fato que ainda é incipiente paraoffshore mesmo em termos globais ( ESTE-BANet al.,2011). Dentre os motivos que justiĄcam essa diferença estão os elevados preços dos materiais das turbinas que precisam ser resistentes à corrosão marinha (GREEN; VA-SILAKOS, 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; HEPTONSTALLet al.,2012). Além do mais, vários tra-balhos 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 eóli-cos 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 ques-tionamento básico sobre: quanto custa a energia eólica offshore?
3 JUSTIFICATIVA
Muitas nações têm se preocupado em reduzir a emissão de��2, 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 (ESTEBANet 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 diversiĄcar sua matriz energética (CAVALIERO; SILVA, 2005) e, nessa diversiĄcação, 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 Ű PROINFA, objetivando elevar a participação de fontes renováveis no fornecimento de energia elétrica do país.
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 ( SECRETA-RIA DA INDÚSTSECRETA-RIA, COMÉRCIO E MINERAÇÃO DO ESTADO DA BAHIA, 2012). No que concerne aos estudos cientíĄcos nesse campo, é possível citar, por exemplo, tra-balhos 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 pe-queno 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 FI-LHO 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 Ąm, 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 cientíĄca para estudos brasileiros.
Por Ąm, há necessidade de políticas de incentivo governamental para fomentar a energia eólicaoffshore (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 (LEVITTet 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, desenvolvi-mento 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 preciĄcar a energia eólica offshore no Brasil.
4.2 ESPECÍFICOS
18
a) IdentiĄcar 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 eoffshore juntas, mais que sextuplica-ram 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% so-mente 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 Ű Capacidade eólica global acumulada e seu crescimento liquido anual entre 1993-2012
Fonte:EARTH POLICY INSTITUTE(2013) eGLOBAL WIND ENERGY COUNCIL(2013b)
19
passando por um período de racionamento e reforçando ainda mais a necessidade de di-versiĄcação das fontes de produção de energia (CAVALIERO; SILVA,2005). Atualmente, quase metade de sua matriz energética, que leva em consideração todas as fontes de ener-gia 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 signiĄcativo, 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 Ű 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 eó-lica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas Ű 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 especíĄca, 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, im-pondo 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).
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 emis-sões de ��2, 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 (ADELAJAet al.,2012;ESTEBANet al.,2011;GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL,2013a;SNYDER; KAISER,2009b); possui menos turbulência e mais estabili-dade, o que diminui a fadiga das turbinas e aumenta seu tempo de vida útil (ESTEBANet 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 neces-sário 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 costei-ras (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 comu-nidades próximas a depender da distância de instalação da costa (ADELAJAet al.,2012; ESTEBAN et al., 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009; SNYDER; KAISER,2009b).
ESTE-21
BANet 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; VASI-LAKOS,2011); aos preços voláteis dos materiais para fabricação das turbinas (GREEN; VASILAKOS,2011;PRÄSSLER; SCHAECHTELE,2012); à escassez do transporte, isto é, navios suĄcientemente grandes para carregar as turbinas (PRÄSSLER; SCHAECH-TELE, 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; VASI-LAKOS,2011;MARKARD; PETERSEN,2009; SNYDER; KAISER,2009b); ao risco de ciclones e tempestades tropicais que podem daniĄcar os equipamentos (HONG; MÖL-LER, 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 ��2 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 especíĄco 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;LEVITTet al.,2011;MUSIAL; BUTTERFIELD,2006;MUSIAL; RAM,2010).
Para calcular o custo da energia eólicaoffshorefoi preciso triplicar os custos encon-trados no Bloomberg New Energy Finance÷R para a energia eólica onshore, já que não há
empreendimentos offshore no Brasil que possibilitem realizar esse estudo com mais acu-rácia 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 especíĄco 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.
22
apropriada, resulta na seguinte equação:
T ︁
t=0
��������t (1 +�)t =
T ︁
t=0
������t
(1 +�)t (1)
Ou igualmente, onde �t representa a energia produzida em MWh no tempo t, tem-se que:
T ︁
t=0
����t�t (1 +�)t =
T ︁
t=0
������t
(1 +�)t (2)
Assumindo um valor constante para o LCOE, é possível rearranjar os termos da equação de modo que ela seja como segue:
���� =
⎠ T ︁
t=0
������t (1 +�)t
⎜ ︁⎠ T ︁
t=0
�t (1 +�)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 va-lor 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 peloWeighted Average Cost of Capital - WACC, pode-se escrever a equação da seguinte maneira:
���� =
⎠ T ︁
t=0
��� ��t+�� ��t (1 +� ���)t
⎜ ︁⎠ T ︁
t=0
�t (1 +� ���)t
⎜
(4)
Onde:
CAPEX = Capital Expenditure, que se refere aos custos de construção, instalação e co-nexão do parque à rede elétrica;
OPEX =Operating Expenditure, que se refere aos custos administrativos, operacionais e de manutenção, reĆetindo custos Ąxos 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 longo prazo, observadas noBloomberg÷R, mais 2,5% de remuneração de despesas
23
Ąnanciado somente por capital próprio, com o intuito de veriĄcar qual o preço que um de-senvolvedor teria que vender a energia para conseguir o retorno necessário para cobrir seus custos, portanto, sem acréscimo de Ąnanciamento ou incentivos governamentais. O custo de capital próprio foi calculado com o Capital Asset Price Model Ű 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(Ñ) desalavancado para o mercado de energia elétrica americano, obetadesalavancado 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 inĆação, 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 inĆação).
Por Ąm, o último objetivo de comparação entre as fontes também se encontra no capítulo 6, onde encontra-se as Ąguras que sobrepõe os LCOEŠs das duas fontes a Ąm de veriĄcar 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 fontesonshore eoffshore, 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 LCOEŠs em US$/MWh de várias fontes de energia para três cenários distintos, onde os cenários BAIXO e ALTO reĆetem características que não são globalmente encontradas para todos os casos como, por exemplo, recurso eólico forte e abundante e um baixo custo da turbina para geração de energia. Já o cenário BASE reĆete os custos mais prováveis de se encontrar para determinada fonte.
1
No início de 2013, previsões para o crescimento do IBOVESPA chegavam ao topo de 23,5%, e média de 16,15%, segundo estimativas compiladas pelo Portal Infomoney junto a bancos e corretoras (http://tinyurl.com/kcudk5w), e de 15% segundo analistas ouvidos pelo Valor Investe
(http://tinyurl.com/mteg2vz). Com a queda do índice no decorrer do ano as expectativas foram
re-duzidas para 9,8%, segundo o Bank of America Merrill Lynch (http://tinyurl.com/nsc3hgy), e de 5% para o Citi Group (http://tinyurl.com/pt8ue3n). Baseado na média (11,6%) das taxas apresentadas e nas expetativas futuras de crescimento(http://tinyurl.com/kernx2e)o presente trabalho adota a taxa de 13% como medida razoável para o retorno do mercado.
2
24
Tabela 1 Ű LCOE em US$/MWh de várias fontes de energia para três cenários distintos
FONTE BAIXO BASE ALTO
Energia Marinha das Ondas 280,32 496,32 1031,43 Energia das Correntes Marítimas - Marés 257,47 440,15 839,39
Solar - Coletores Parabólicos 136,17 343,75 465,32 Solar - Coletores Parabólicos + Armazenamento 180,79 294,38 547,36
Eólica - Ofshore 151,26 225,8 336,42
Biomassa - Digestão Anaeróbica 84,9 142,77 190,52 Painéis Fotovoltaicos de Silício Cristalino que são imóveis 94,31 140,02 359,23 Painéis Fotovoltaicos de Filme Fino 91,02 131,15 307,43 Biomassa - GaseiĄcação 83,73 128,16 209,31 Painéis Fotovoltaicos de Silício Cristalino que seguem o sol 89,43 127,57 216,53
Biomassa - Incineração 58,6 121,58 221,69
Resíduos Sólidos Urbanos - Incineração 46,34 104,83 136,07 Geotérmica - Central de Ciclo Binário 68,47 95,5 238,19
Eólica - Onshore 44,65 85,11 167,57
Carvão 49,87 83,36 89,28
Gás Natural 72,39 77,81 88,34
Geotérmica - Planta de Vapor Flash 36,7 64,25 68,67
Gás de Aterro Sanitário 45,57 57,91 91,03
Fonte: Bloomberg New Energy Finance÷R
Os cenários expostos na Tabela 1 são semelhantes aos elaborados por Levitt et al. (2011):First-Of-A-Kind - (FOAK), que reĆete o LCOE para a energia eólica ofshore em um mercado ainda em desenvolvimento nesse campo, o Global Average (GA), que reĆete o LCOE em um mercado com mais maturidade, e o Best Recent Value (BRV), que reĆete o melhor cenário atual para o LCOE, com valores para os três cenários Ącando respectivamente em: US$ 303/MWh, US$ 216/MWh e US$ 112/MWh.
Para veriĄcar 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 Bloomberg New Energy Finance÷R. Todos os dados utilizados encontram-se no Apêndice A
deste trabalho, bem como exemplos dos cálculos no Apêndice B. Os LCOEŠs 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 signiĄcativamente 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 LCOEŠs dos parques brasileiros são bastante
ele-3
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 Ąguras o número 69 no lugar do 68, o 70 no lugar do 69 e assim sucessivamente.
5
25
Figura 2 Ű Divisão em cenários por preço para os LCOEŠs 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 eó-licosonshore, pois o Brasil ainda não possui empreendimentos eólicosoffshore, assim, para calcular os valores para estes últimos foi preciso fazer estimações a partir de informações encontradas na literatura.
A energia eólicaoffshore 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 Ąxar 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).
26
o interesse de empresas multinacionais em estabelecer-se no Brasil para fabricar e montar seus equipamentos, aumentando as oportunidades de empregos e estimulando universida-des 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 - CA-PEX, 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 repre-sentam um valor tão signiĄcativo 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 ele-vados, 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 Cdeste trabalho.
Com a velocidade do vento� na altura�é possível calcular a produção da turbina �windextrapolando a velocidade do vento com a lei logarítmica (MANWELL; McGOWAN; ROGERS, 2010):
�(�) =�ref
��(�/�0)
��(�ref/�0)
(5)
onde �ref é a velocidade do vento na altura �ref = 100 metros, para a qual procurou-se 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 �0 = 0,2
27
Figura 3 Ű Série representativa dos dados de vento dos pontos P1 e P2
Fonte: Elaborado pelo autor
�wind=�(�), 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�2, possui velocidade de partida e de desligamento da turbina respectivamente
de 3,5 e 30� �−1e velocidade nominal de 14� �−1. Este tipo de turbina pode ser instalada
numa estrutura de monopilar de aço tubular Ąncada 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 4apresenta uma imagem com turbinas desse modelo.
Figura 4 Ű Curva de potência da turbina REpower de 6.15 MW e fotograĄa da mesma
Fonte:Pimenta e Assireu(2013)
pro-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 en-contram 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 onshorepela capacidade da turbinaoffshore de 6.15 MW a Ąm de se obter a quantidade equivalente de turbinas offshore que produziriam a mesma, ou aproximada, capacidade do parqueonshore. Arredondou-se os valores das divi-sões, pois não poderia haver, por exemplo, 2,1 turbinas, sendo deĄnida 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 ca-pacidade aproximada à do parque onshore (procedimento demonstrado no Apêndice E), retornando o valor da produção de energia gerada por um parqueoffshore hipotético com capacidade semelhante ao parqueonshore. A produção de energia anual estimada para os pontos 1 e 2 se encontram no Apêndice F.
Os parques hipotéticos offshore6
se destacaram por produzir signiĄcativamente mais energia devido às melhores condições de vento e com a vantagem de utilizar menos turbinas. A Figura 5 apresenta a comparação entre os LCOEŠs 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 LCOEŠs calculados paraoffshore no ponto 1 foram res-pectivamente 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 LCOEŠs 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, Ącando 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 LCOEŠs 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
29
Figura 5 Ű Comparação entre LCOEŠs das fontes onshore e ofshore (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 desaĄo. Estudos apontam para uma tendência na diminuição do preço da fonte onshore nos últimos anos, Ącando 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.
30
Figura 6 Ű Comparação entre LCOEŠs das fontes onshore e ofshore (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 dife-rentes de amadurecimento em comparação com outras, pois esse sistema Ąxa 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-in-tarifs, mecanismo amplamente usado na Europa, consiste numa forma mais eĄcaz 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 fonteoffshore, ela encontra ainda mais diĄculdades, 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).
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 veriĄcar uma pequena especiĄcidade da energia eólica é um ponto a mais em direção ao amadurecimento do setor e que precisa ser incentivado.
Todavia, há fatores positivos na fonteoffshore. 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 Ąnal 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 fonteoffshore, 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 infor-mação do custo para os investidores.
32
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35
36
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39
APÊNDICE C – LOCALIZAÇÃO DOS PONTOS P1 E P2
40
APÊNDICE D – DADOS PARA ESTIMAÇÃO DA ENERGIA EÓLICA OFFSHORE
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42
APÊNDICE E – QUANTIDADE ARREDONDADA DE TURBINAS OFFSHORE COM CAPACIDADE APROXIMADA AO DO PARQUE ONSHORE
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49
APÊNDICE G – CÁLCULOS DO CAPM E WACC
�s=��� � =�f +Ñ≤(�m⊗�f)
onde:
�s = custo de capital próprio;
��� � = Capital Asset Price Model (Modelo de PreciĄcação de Ativos); �f = taxa livre de risco;
Ñ = coeĄciente beta;
�m = retorno do mercado.
�s=��� � = 0,059 + 0,272≤(0,13⊗0,059) = 0,0783 = 7,83% ao ano.
� ��� = �
�+� ≤�b≤(1⊗�c) + � �+� ≤�s
onde:
� ��� = Weighted Average Cost Of Capital (Custo Médio Ponderado de Capital); �
�+� = participação de capital de terceiros na empresa; �
�+� = participação de capital próprio na empresa; �b = custo de capital de terceiros;
�c = impostos.
50
ANEXO A – FUNDAÇÕES PARA TURBINAS OFFSHORE
