REUTILIZAÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA OFFSHORE. Karen Maia da Costa

REUTILIZAÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA OFFSHORE

Karen Maia da Costa

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.

Orientadora: Marta Cecila Tapia Reyes

Rio de Janeiro Fevereiro de 2018

Karen Maia da Costa

PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE

ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇAO DO GRAU DE ENGENHERIO NAVAL E OCEÂNICO.

Examinada por:

Orientadora: Prof.ª D.Sc. Marta Cecila Tapia Reyes

D.Sc. Isaias Quaresma Masetti

Prof. D.Sc. Alexandre Teixeira de Pinho Alho

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL FEVEREIRO DE 2018

iii Costa, Karen Maia da

Reutilização de Plataformas Fixas para Geração de

Energia Eólica Offshore/ Karen Maia da Costa. – Rio de

Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2018. VIII, 64 p.: il.; 29,7 cm.

Orientador: Marta Cecila Tapia Reyes

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Naval e Oceânica, 2018. Referências Bibliográficas: p. 53-55.

1. Energia Eólica Offshore. 2. Conversão. 3. Plataformas Fixas. 4.Potencial Eólico. 5. Viabilidade Econômica. I. Tapia Reyes, Marta Cecila. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Naval e Oceânica. III. Reutilização de Plataformas Fixas para Geração de Energia Eólica

iv

À memória de minha amada avó, Maria da Glória, meu exemplo de vida.

v

AGRADECIMENTOS

Agradeço, primeiramente, aos meus pais, Silvio e Isabelle, e à minha irmã, Caroline, pelo apoio e incentivo à minha formação, sem os quais essa etapa não seria concretizada. Obrigada pelo amor e compreensão durante todos os momentos difíceis dessa trajetória. Agradeço, igualmente, aos meus avós que muito me ensinaram.

Aos meus amigos do colégio e da faculdade que me apoiaram e contribuíram para que a caminhada fosse mais tranquila e prazerosa ao longo desses anos, agradeço de coração. Ao meu namorado, Natan Rivière, que mesmo longe soube estar presente nos momentos mais importantes, obrigada pelo carinho e atenção sem iguais.

Agradeço, ainda, à minha orientadora Marta Tapia e ao Isaias Masetti por terem me guiado e ajudado durante a concepção desse trabalho. Obrigada pela atenção, dedicação e pelas descontraídas reuniões semanais.

vi

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval e Oceânico.

REUTILIZAÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA OFFSHORE

Karen Maia da Costa

Fevereiro de 2018

Orientador: Marta Cecila Tapia Reyes Curso: Engenharia Naval e Oceânica

Com o atual envelhecimento da frota de plataformas instaladas na costa brasileira, a demanda por projetos de descomissionamento aumentou consideravelmente. Uma alternativa bastante conveniente é a reutilização das estruturas existentes para implantação de novos projetos offshore. Nesse contexto, o presente trabalho traz uma solução de reuso para plataformas fixas como subestruturas para torres de geração de energia eólica offshore. Estuda-se um parque eólico na região Nordeste do Brasil, composto por seis plataformas fora de operação da Bacia de Sergipe. O principal objetivo do trabalho é a análise de viabilidade econômica do projeto, para a qual foram calculados os custos de todas as parcelas de vida-útil e a receita do projeto, proveniente do calculo de potencial eólico local. Após a definição do tipo de financiamento ideal para o empreendimento, a análise econômica foi realizada e os resultados finais calculados.

Palavras-chave: Energia Eólica Offshore, Reutilização de Plataformas, Viabilidade

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Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as partial fulfillment of the requirements for the degree of Naval Architect and Marine Engineer.

REUSE OF FIXED PLATFORMS FOR OFFSHORE WIND ENERGY GENERATION

Karen Maia da Costa

February/ 2018

Advisor: Marta Cecila Tapia Reyes

Course: Naval Architecture and Marine and Ocean Engineering

The current aging of the platform fleet installed in the Brazilian coast increases considerably the demand for decommissioning projects. A very convenient alternative is the reuse of existing structures for the implementation of new offshore projects. In this context, the present work brings a reuse solution for fixed platforms as substructures for offshore wind power generation towers. A wind farm in the North-eastern region of Brazil is studied, consisting of six platforms out of operation in the Sergipe Basin. The main objective of this work is the analysis of the economic feasibility of the project, for which the costs of all the design life phases and the project revenue were calculated, based on local wind potential. After defining the ideal type of financing for the project, the economic analysis was performed and the final results reached.

viii

SUMÁRIO

1. Introdução ... 1

2. Contexto Motivacional ... 2

2.1 Introdução à Energia Eólica ... 2

2.2 Panorama da Energia Eólica Offshore ... 6

2.2.1 Cenário Mundial ... 6

2.2.2 Potencial Eólico Brasileiro ... 8

2.3 Descarte de Estruturas Offshore ... 10

3. Metodologia de Pesquisa ... 12

3.1 Seleção do Local ... 12

3.2 Potencial Eólico ... 13

3.3 Análise Econômica ... 14

4. Análise ... 16

4.1 Mapeamento das Estruturas ... 16

4.2 Potencial Eólico ... 21

4.3 Viabilidade Econômica ... 24

4.3.1 Cálculo dos Custos ... 24

4.3.2 Cálculo da Receita ... 41

5. Resultados ... 44

6. Estudo de Sensibilidade ... 48

7. Conclusão ... 51

8. Referências ... 53

Anexo A – Características das UEP’s no NE ... 56

Anexo B – Curvas de potência das turbinas ... 57

Anexo C – Conversões Monetárias ... 59

1

1. INTRODUÇÃO

Grande parte das plataformas fixas de petróleo no nordeste brasileiro excedeu a vida-útil estimada de projeto ou se encontra no final da mesma. Consequentemente, tal conjuntura leva a um processo de tomada de decisão quanto ao descomissionamento das estruturas existentes [1]. Atualmente, de acordo com a Diretoria de Portos e Costas da Marinha [2], existem 64 plataformas fixas na região, das quais 20 se encontram fora de operação devido ao exaurimento de recursos, término do contrato de concessão, baixa produtividade ou consequente inviabilidade econômica. Entretanto, o futuro de tais plataformas ainda é incerto, visto que os agentes do setor petrolífero nacional começaram a enfrentar os desafios de projetos de descomissionamento somente nos últimos anos.

A atividade de descomissionamento de plataformas offshore é algo recente na indústria brasileira de petróleo. A regulação dessa atividade ainda se encontra em processo de desenvolvimento, o que traz grandes incertezas econômicas para os custos de descomissionamento no Brasil [3]. Nesse contexto, buscam-se soluções alternativas capazes de trazer novas funções para as plataformas existentes. A possível reutilização das estruturas permite diminuir consideravelmente os custos de descomissionamento, gerando ainda uma nova fonte de investimento.

Dentro desse cenário, o presente trabalho tem como objetivo propor uma solução alternativa para o uso de tais plataformas, através da instalação de turbinas eólicas

offshore. A região nordeste do Brasil é bastante conhecida pelo grande potencial de

ventos, mostrando-se bom candidato para implantação de um parque eólico marítimo. Além disso, o constante aumento na demanda de consumo elétrico no país reforça a necessidade de diversificação da matriz energética nacional. Assim, a utilização de plataformas existentes aumenta a atratividade de uma modalidade de geração de energia ainda inexistente no país, a eólica offshore.

Dessa forma, o foco da tese é avaliar a viabilidade econômica da reutilização de plataformas fixas como subestruturas para apoio de torres eólicas. Para tal, o trabalho se inicia com o mapeamento de plataformas existentes, potencialmente elegíveis para o projeto. Em seguida, estudam-se as características ambientais do local de operação da usina, através da análise do potencial eólico de geração.

Por fim, é realizada a avaliação de viabilidade econômica do projeto por meio do cálculo da receita do empreendimento e dos custos de implantação do parque eólico. Espera-se com os resultados encontrados, possibilitar o estudo de novas soluções de engenharia de conversão, validando a atual alternativa que visa suprir tanto uma demanda do recente mercado de descomissionamento quanto à tendência de aumento do consumo de energia elétrica do país.

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2. CONTEXTO MOTIVACIONAL

O atual cenário energético mundial vem passando por grandes alterações nos últimos anos com a busca da redução da dependência energética sobre combustíveis fósseis. Além da instabilidade econômica proveniente da escassez em um futuro próximo, o impacto ambiental com consequente aumento do aquecimento global e a instabilidade política com ações militares a nível mundial são parte dos fatores que levam os governos a empreenderem em ações efetivas em busca de novas fontes energéticas [4].

Devido, sobretudo, ao impacto ambiental trazido pelas fontes convencionais de geração de energia elétrica, tem-se buscado incentivar a utilização de fontes renováveis de energia [5]. O Brasil possui uma expressiva participação de fontes renováveis na sua matriz energética devido, predominantemente, as grandes hidrelétricas. Entretanto, as modalidades de geração solar, eólica e de biomassa, por exemplo, ainda são pouco expressivas.

2.1 INTRODUÇÃO À ENERGIA EÓLICA

A energia do vento tem sido aproveitada pelo homem há milhares de anos. Os primeiros registros são os barcos a vela utilizados pelos egípcios e datados de aproximadamente 5.000 A.C.. Outra aplicação histórica se trata dos moinhos de vento que surgiram na Pérsia por volta de 500 A.C. e, eventualmente, se espalharam pelo Oriente Médio, chegando a Europa e se estabelecendo, sobretudo, na Dinamarca e Holanda no século XI [6].

A utilização do vento para a geração de energia elétrica teve inicio no final do século XIX, com a primeira turbina eólica para a geração de eletricidade desenvolvida pelo americano Charles Brush, em 1888. Em escala comercial, a primeira fazenda eólica do mundo foi inaugurada um século mais tarde, em 1980 em New Hampshire nos Estados Unidos, e tinha uma capacidade produtiva de 600 kW [7].

A tecnologia de aproveitamento eólico capaz de converter a energia cinética do vento em energia elétrica é conhecida como aerogerador ou turbina eólica. O aerogerador é um equipamento que absorve parte da potência cinética do vento através de um rotor aerodinâmico, convertendo em potência mecânica do eixo, a qual é convertida em potência elétrica através de um gerador elétrico [8].

Os tipos de turbinas eólicas são geralmente classificados de acordo com a direção do eixo de rotação das pás em turbinas eólicas de eixo vertical (TEEV) ou turbinas eólicas de eixo horizontal (TEEH) como ilustrado na Figura 1. Os aerogeradores com rotor de eixo vertical apresentam algumas vantagens em relação aos de eixo horizontal, pois seu gerador elétrico, caixa de transmissão e os sistemas de controle podem ser montados no solo [9]. Além disso, as TEEV’s são permanentemente alinhadas ao vento incidente e, portanto, não há necessidade de controlar a orientação do rotor.

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Figura 1: Exemplos de turbinas do tipo TEEV e TEEH. Fonte: MAIOLINO [10]

Entretanto as TEEV’s são menos eficientes do que as TEEHs, uma vez que possuem altura limitada e, consequentemente, menor velocidade do vento. Além disso, as turbinas de eixo horizontal apresentam as pás dispostas perpendicularmente ao vento e permitem ajustes do ângulo de passo, o que também contribui para maior eficiência do aerogerador [8]. Atualmente, todas as turbinas eólicas comercialmente ligadas à rede elétrica são do tipo de eixo horizontal.

Um aerogerador convencional de eixo horizontal é composto por uma torre, um rotor com pás uniformemente espaçadas e o nacelle como ilustrado na Figura 2.

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O rotor da turbina é constituído pelas pás e pelo eixo e corresponde a parte que é rotacionada pela ação do vento. As pás do rotor possuem perfil aerodinâmico e normalmente são fabricadas em material compósito podendo chegar, atualmente, a comprimentos de até 80 metros. A nacelle corresponde ao compartimento que protege todos os componentes elétricos da turbina, como engrenagem, eixos de baixa e alta velocidade, gerador controlador e freio. Em aerogeradores de grande porte, a nacelle contém acessórios de manutenção, unidades de controle dos componentes e permite acesso de técnicos ao seu interior [10].

Figura 3: Interior de um nacelle com componentes típicos. Fonte: Vestas [12]

Por fim, a torre corresponde à estrutura de suporte da turbina e suas dimensões estão associadas ao tamanho da turbina, às condições ambientais do local de operação e à qualidade do vento em que se deseja atuar. Normalmente são constituídas de seções tubulares de aço e podem alcançar alturas de 100 metros.

Ademais, no caso de turbinas eólicas offshore, escopo do presente trabalho, as torres são apoiadas no componente conhecido como subestrutura, composto pela fundação e peça de transição. Tais fundações offshore podem ser fixas no leito marinho ou estruturas flutuantes, apesar da segunda opção ser bastante recente no mercado.

A concepção estrutural da torre e fundação de uma turbina eólica offshore depende, antes de tudo, da lâmina d'água do campo onde a turbina será instalada [10]. Atualmente, o tipo mais comumente utilizado é a monocoluna que consiste em uma tubulação que se estende até o fundo do oceano e é adequada para lâminas d’água de até 30 metros. Existem igualmente estruturas de base gravitacional e caixão

5

(Figura 4) que são apropriadas para menores lâminas d’água, enquanto que estruturas de jaquetas e trípodes alcançam maiores profundidades e são, portanto, melhores opções para empreendimentos mais distantes da costa.

Figura 4: Tipos de fundações para apoio de turbinas eólicas offshore. Fonte: MOULAS, et al. [13]

Com o aumento da experiência em empreendimentos offshore e a recente necessidade de expansão da fonte de energia eólica, a opção por estruturas flutuantes tem sido bastante estudada e desenvolvida por diversas empresas na região da Europa. Objetiva-se, sobretudo, a utilização de maiores turbinas em condições de vento mais distante da costa, acarretando em menos turbulência e maior capacidade de produção. Dessa maneira, algumas tecnologias já estão sendo empregadas em projetos piloto e se baseiam em três conceitos básicos: spar buoy, semi-sub e TLP (Figura 5).

6

2.2 PANORAMA DA ENERGIA EÓLICA

O

A energia eólica offshore consiste no aproveitamento da energia cinética do vento, através da implantação de usinas eólicas ao longo da costa marítima. A transformação da energia do vento em energia útil se dá através de aerogeradores para geração de eletricidade. Trata-se de uma fonte energética abundante, limpa e renovável e, no caso da offshore, apresenta uma série de vantagens no que se refere à uniformidade e velocidade do vento e não ocupação de terras habitáveis.

A presente seção visa apresentar de maneira geral o contexto de utilização da energia eólica offshore no mundo e, particularmente, no Brasil, atentando para o panorama do mercado atual e potencial energético existente.

2.2.1 C

M

De acordo com relatório do Global Wind Energy Council [15], em 2016 um total de 14 países já tinham parques eólicos em alto mar. A Dinamarca foi o país pioneiro em 1991, com a produção de energia offshore na primeira usina eólica mundial, a Vindeby [7]. Desde então, a presença da União Europeia no mercado foi bastante expressiva. Atualmente, o Mar do Norte concentra cerca de 72% da energia eólica offshore da Europa, distribuída entre a Noruega, Dinamarca, Reino Unido, Alemanha, Holanda, Bélgica e França [15].

O início do uso massivo da eólica offshore na Europa se deu, sobretudo, com a saturação do espaço continental para instalação de novos empreendimentos, aliado a uma conjuntura de impulso da indústria offshore [16]. Recentemente, a modalidade energética já apresenta certa maturidade e Reino Unido, Dinamarca e Alemanha representam os países com as maiores usinas eólicas offshore operacionais e em construção do mundo, com tamanhos variando de 1GW até 2,5 GW [7].

O amadurecimento da indústria, da tecnologia e a confiança dos investidores nos projetos, aliada a uma nova geração de aerogeradores causaram uma queda brusca nos preços da eólica offshore nos últimos anos [15]. Consequentemente à redução de custo e ao aumento de experiência de mercado, cada vez mais projetos foram executados em maiores distancias da costa e em laminas d’água mais profundas, o que é ilustrado no Gráfico1.

7

Gráfico 1: Comportamento da distância e profundidade de parques eólicos offshore com o passar dos anos. Fonte: Fraunhofer IWES [17]

A tendência atual é a expansão da energia eólica offshore em outros continentes. A Europa ainda lidera o mercado, mas a recente baixa de preços atraiu a atenção de diversos países, sobretudo na América do Norte e Ásia, como pode ser visto no Gráfico 2. A primeira usina eólica offshore implantada nos Estados Unidos se tornou operacional em 2016 e mais projetos estão em andamento atualmente. Já a China impressionou com o impulso da indústria, tendo o maior crescimento recente e uma capacidade instalada de 169 GW, visando 210 GW até o ano de 2020.

8

2.2.2 P

E

B

Um fator de destaque no contexto energético nacional é o comportamento da demanda elétrica atrelada ao consumo interno. Nos últimos anos, com o cenário econômico desfavorável, o consumo de energia elétrica se manteve baixo quando comparado com os índices de 2014, como pode ser visto no Gráfico 3. Entretanto, percebe-se uma recuperação nos últimos meses de 2017 e, de acordo com estudos divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética [18], o consumo brasileiro vai alcançar 1.624 terawatt-hora até o ano de 2050.

A fim de garantir a demanda prevista pelo estudo da EPE [18], serão necessários muitos investimentos na geração e transmissão de energia elétrica e diversificação da matriz energética, que atualmente é baseada na produção hidrelétrica como é ilustrado no Gráfico 4.

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Gráfico 4: Oferta de energia elétrica por fonte. Fonte: EPE [18].

A participação da fonte eólica na oferta interna de energia elétrica atinge, atualmente, 5,4% do mercado. São 503 parques eólicos e 6.500 geradores em todo território nacional [15] e a modalidade continua em trajetória ascendente. Uma das grandes vantagens da geração de eletricidade por meio dos ventos no Brasil é que ela pode servir como fonte complementar à modalidade hidrelétrica. Isso se evidencia principalmente no Nordeste, onde o potencial da energia eólica é mais intenso no segundo semestre do ano, período de seca na região. Já nos primeiros seis meses do ano, quando as chuvas se tornam mais frequentes, os reservatórios das hidrelétricas se mantém em níveis adequados ao funcionamento e a oferta eólica diminui. Tal comportamento pode ser visualizado no gráfico abaixo [15].

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Embora existam diversos parques eólicos instalados no Brasil, até o momento ainda não existem instalações eólicas offshore em operação. Apesar do grande potencial de ventos na ZEE brasileira, que apresentou um potencial energético de 1,78 TW [20], superando assim o potencial estimado para a área continental do país, a fonte eólica offshore ainda enfrenta alguns obstáculos. No Brasil, a modalidade esbarra em altos custos, falta de regulamentação, falta de dados coletados e grandes extensões de terras desabitadas. De acordo com especialistas, a fonte onshore de energia vem se mostrando próspera em todos os aspectos, com custos competitivos frente às outras modalidades. Dessa maneira, a previsão é que a geração de energia eólica offshore só se torne estrategicamente atrativa no Brasil daqui a 10 a 20 anos.

Contudo, projetos conceituais de parques eólicos offshore já são uma realidade no país. O Parque Eólico Asa Branca é um projeto que prevê a instalação de uma usina com capacidade de 500 MW na região costeira do estado de Ceará, com operação prevista para 2022. Além disso, a própria Petrobras estaria realizando medições em plataformas com o objetivo de estudar o potencial da fonte eólica [16]. A expertise na operação offshore para o petróleo e gás natural pode ser um diferencial para a petrolífera no caso de investimentos em uma nova área.

2.3 DESCARTE DE ESTRUTURAS OFFSHORE

A situação atual do mercado de produção de óleo e gás caminha para o final da vida-útil de grande parte das instalações offshore existente, tanto no Brasil quanto em nível mundial. Entre 2021 e 2040 espera-se que cerca de 2000 projetos offshore entrem na etapa de descomissionamento. Já nos próximos cinco anos, a Europa será responsável por incorporar cerca 50% dos gastos com projetos de descomissionamento, para a remoção de grande parte das instalações no Mar do Norte [21].

Até então pouca importância vinha sendo dada aos custos associados ao descomissionamento na indústria de petróleo, mas a atual demanda de projetos vem chamando a atenção do setor petrolífero para o impacto econômico de tais atividades [3]. De acordo com o relatório divulgado pela IHS Markit apud BARROS et al. [21], atualmente se descomissionam no mundo cerca de 120 projetos offshore por ano. Nesse contexto, o planejamento das atividades de desmobilização das infraestruturas de produção vem se tornando cada vez mais uma prioridade comercial para os operadores offshore.

No Brasil, até o final de 2015, 106 instalações de produção alcançaram mais de 25 anos de operação, tempo médio de vida-útil de plataformas offshore. Isso representa mais da metade da frota de instalações offshore brasileiras. Além disso, de acordo com PIRES et al. [22], 13% das plataformas se encontram prestes a atingir os 25 anos de vida-útil da estrutura (Gráfico 6). Mesmo com o atual panorama, não existe no Brasil uma regulamentação específica sobre a extensão da vida-útil de plataformas e nem legislações ambientais referentes ao abandono/descomissionamento das mesmas.

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Gráfico 6: Distribuição das plataformas offshore no Brasil por idade. Fonte: PIRES et al. [22].

Percebe-se assim, que as operações de descomissionamento são de natureza relativamente inovadora, principalmente nos campos brasileiros. Atualmente, existem cinco opções de descomissionamento para as estruturas no ambiente marinho: (a) remoção completa com disposição em terra; (b) remoção completa com disposição no fundo do oceano; (c) remoção parcial; (d) tombamento no local; (e) deixar a estrutura no local para reutilização [23]. O processo de decisão entre as alternativas existentes está extremamente atrelado à instalação em questão e requer uma série de estudos que envolvem engenharia, meio ambiente e segurança e bem-estar.

Do ponto de vista técnico, quanto maior e mais profunda a instalação offshore, mais apropriado se torna deixa-la parcialmente intacta [1]. Além de maiores custos de remoção e complexidade das operações, durante o período de exploração, as estruturas que ficam submersas tornam-se parte integrante do ecossistema submarino, assim, a remoção de tais partes submersas pode causar impacto direto no habitat de recife artificial presente na estrutura da plataforma. Por outro lado, estruturas presentes em águas rasas, são maiores candidatas para a remoção completa [24]. Nesse caso, o material retirado pode se tornar sucata e é levado para costa para reuso em outro fim.

Em suma, o processo de descomissionamento da atividade petrolífera trata-se de uma fase em que há possibilidade de ocorrência de impactos, que representa altos custos, que apresenta baixo ou nenhum lucro e, ainda, padece de regulamentação legal no país [24]. Nesse contexto, a opção de reutilização de plataformas, fundações e outras estruturas offshore, pode ser uma alternativa mais atrativa do ponto de vista econômico e se trata de uma opção bastante discutida na última década [1].

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3. METODOLOGIA DE PESQUISA

Nesta seção será apresentada a metodologia de análise, os parâmetros determinantes do projeto e a respectiva abordagem do estudo. Visto que se trata de uma análise econômica, duas medidas devem ser consideradas: o custo de geração de energia e a receita do projeto, estabelecendo assim os componentes para o fluxo de caixa. Portanto, para realizar a viabilidade econômica, serão estudados os diversos fatores que compõem e influenciam tais elementos, como a localidade do parque eólico, o potencial das turbinas e as diversas parcelas de custo associadas ao projeto

offshore (Figura 12).

Figura 6: Esquema metodológico do projeto. Fonte: Autor.

3.1 SELEÇÃO DO LOCAL

Normalmente, para determinar a localização de um parque eólico offshore diversos parâmetros são analisados, sendo o principal deles a distribuição de ventos no local e consequente potencial eólico da região. Além disso, buscam-se áreas relativamente próximas das redes de distribuição elétrica e com infraestrutura básica para o empreendimento.

No caso presente, objetiva-se a reutilização de estruturas já existentes e, portanto, a escolha do local de instalação das turbinas será restrita às posições de plataformas operando no litoral brasileiro. Ainda assim, a decisão quanto à localidade levará em

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conta, dentro do possível, as melhores condições de implantação do projeto. Em vista disso, será realizado, primeiramente, um mapeamento das estruturas de plataformas fora de operação nas diversas bacias petrolíferas do Brasil. Em seguida, através dos dados coletados quanto à distância da costa, a concentração de estruturas, a qualidade do vento, dentre outros, será selecionado o local de estudo.

3.2 POTENCIAL EÓLICO

Após a escolha do local do projeto e respectivas estruturas, é necessário conhecer as características do vento e avaliar a quantidade de energia que pode ser gerada na região. O comportamento do vento é comumente determinado através de dados estatísticos coletados para um ano típico. Em seguida, estima-se o potencial eólico local através da distribuição de velocidades de vento anual e do gráfico de potência do modelo da turbina.

Atualmente, o método mais utilizado em aplicações eólicas para descrever o perfil de velocidades do vento em determinada região é o modelo de distribuição de Weibull. A função densidade de probabilidade de Weibull é dada pela equação (1), onde 𝐶 e 𝑘 são, respectivamente, os fatores de escala e forma da distribuição.

𝑓(𝑣) =𝑘 𝐶( 𝑣 𝐶) 𝑘−1 𝑒𝑥𝑝 [− (𝑣 𝐶) 𝑘 ] {𝑘 > 0_{𝐶 > 1} (1)

Os parâmetros necessários à equação acima são determinados para o local de instalação da turbina através do Atlas Eólico Brasileiro, vide [25]. Ademais, o cálculo da distribuição de Weibull será realizado para todo o intervalo de velocidade de vento no local e será feito através da formulação disponível no Excel.

Em seguida, deve-se selecionar o modelo de aerogerador a ser utilizado de acordo com as características de disponibilidade locais. A partir das informações de potência do modelo selecionado, calcula-se, enfim, o potencial eólico local de acordo com a equação mostrada abaixo [26].

𝐸 = ∑ 𝑓_{𝑖 𝑖}𝑃_𝑖𝑇 (2)

Onde, 𝐸 representa a energia gerada em kWh e 𝑓_𝑖 é a frequência adimensional relativa à velocidade do vento 𝑣_𝑖, determinada na distribuição de Weibull. 𝑃_𝑖 representa a potência em kW fornecida pela curva de potência da turbina para a velocidade 𝑣_𝑖 e 𝑇 é o período de referência de um ano dado em horas.

Para avaliar a eficiência da produção de eletricidade em um dado parque eólico, se torna importante analisar, igualmente, o fator de capacidade. O fator de capacidade mede a razão entre a produção de energia real gerada pela turbina e a produção teórica de energia se a turbina trabalhasse em capacidade plena durante toda

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operação [7]. Dessa forma, o fator de capacidade leva em conta as perdas de produção devido ao comportamento do vento, ou seja, velocidades de vento diferentes da nominal, turbulência, ventos cruzados e rajadas. Pode ser calculado pela expressão (3), onde 𝐹𝐶, representa o fator de capacidade, 𝐸 é a energia gerada calculada na equação (2) e 𝐸_𝑛 representa a energia nominal em kWh.

𝐹_𝐶 =_𝐸𝐸

𝑛 (3)

3.3 ANÁLISE ECONÔMICA

Projetos de engenharia requerem uma série de recursos materiais e financeiros ao longo de suas vidas úteis e, portanto, é importante adotar decisões de investimento com base em informações cuidadosamente analisadas. Para dar suporte a tais decisões, a realização de uma análise econômica do projeto se torna necessária nos estágios iniciais da definição do empreendimento. Dessa forma, através do cálculo de viabilidade econômica, garante-se a exequibilidade do projeto sem a possibilidade de comprometimento dos recursos ao longo do tempo [5].

Portanto, na presente seção, será avaliado se existe uma relação custo/benefício proveitosa, o que será feito através da contraposição dos custos de geração de energia com o potencial elétrico estimado. Ou seja, será realizado um fluxo de caixa para a vida útil do projeto e a partir dele será definida a taxa interna de retorno e o valor presente líquido.

O VPL é uma medida de quanto valor é criado ou adicionado hoje, ao realizar-se um investimento. Ou seja, consiste em trazer para a data zero todos os fluxos de caixa de um projeto de investimento e somá-los ao valor do investimento inicial, a determinada taxa de juros. Em função do objetivo de criar valor, o que se busca nesse processo é a obtenção de investimento com VPL positivo [5].

A TIR é a taxa que zera o VPL, isto é, é a taxa de retorno para a qual os valores das despesas, trazidos ao valor presente, são iguais aos valores dos retornos dos investimentos, também trazidos ao valor presente. Trata-se de um método de engenharia econômica frequentemente utilizado para análise de decisão de investimento e é dado por:

∑ 𝐹𝐶𝑛

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛 𝑛

= VPL = 0 (4)

Onde, 𝐹𝐶_𝑛 representa o fluxo de caixa para o ano 𝑛 analisado. A avaliação final verifica se a TIR é maior do que a taxa de juros do mercado, caso seja, o investimento é viável.

Para a obtenção do VPL e TIR do projeto em questão, é necessário calcular inicialmente os custos e as receitas de projeto a fim de realizar o fluxo de caixa do

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empreendimento. Essa etapa será extensivamente detalhada, buscando analisar cada fase da vida-útil de projeto a fim de estimar os custos associados às mesmas. Já no que se refere à receita de projeto, a partir do potencial eólico encontrado e do valor da energia no mercado, chega-se ao resultado esperado.

Ademais, a realização da viabilidade econômica do projeto consiste não somente na busca de validação do investimento, mas também, já que se trata de um projeto de reutilização de estruturas existentes, da comparação de custos entre o projeto aqui proposto e um projeto de instalação de novas plataformas para geração de energia eólica offshore.

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4. ANÁLISE

A presente seção dá continuidade ao que foi discutido anteriormente durante a etapa de metodologia, abrangendo as análises previamente estabelecidas. A seguir, será, portanto, definida a localidade do projeto e, assim, calculada a viabilidade econômica do mesmo, com base no potencial eólico local e custos de execução do empreendimento.

4.1 MAPEAMENTO DAS ESTRUTURAS

Primeiramente, a fim de estabelecer a boa localidade de instalação das turbinas, foi desenvolvido um mapeamento de estruturas de plataformas fixas no litoral brasileiro. Para tal, estudaram-se as bacias petrolíferas em operação na costa e analisaram-se pesquisas sobre a persistência e intensidade do vento na região litorânea. Dessa maneira, a busca pelas plataformas ideais ao projeto se limita aos locais com boa qualidade de vento, proximidade da costa e concentração de estruturas disponíveis.

De acordo com o levantamento do potencial eólico na margem do Brasil, realizado por Ortiz et al. [20] em 2011, a velocidade de vento apresenta altas magnitudes em três regiões de destaque: (i) margem de Sergipe e Alagoas, (ii) Rio Grande do Norte e Ceará e (iii) Rio Grande do Sul e Santa Catarina, como mostrado abaixo.

Figura 7 : Campo de vento médio e densidade média de potência eólica na margem do Brasil. Fonte: Ortiz et al. [20]

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Além do parâmetro de qualidade de vento, a região do Nordeste se destaca pelos campos de petróleo próximos à costa e em pequenas lâminas d’água. Com base nas informações disponibilizadas pela ANP [27] e pela Diretoria de Portos e Costas da Marinha [2], atualmente, existem cerca de sessenta plataformas fixas, todas em um raio de 45 km da costa, nas bacias de Sergipe, Potiguar, Ceará e Camamu. Além disso, devido à idade de tais campos, boa parte das plataformas está fora de operação, em processo de descomissionamento ou entrando no fim de sua vida útil, como é ilustrado no gráfico abaixo.

Gráfico 7: Maturação das plataformas nos bacias brasileiras. Fonte: PIRES et al. [22]

Dessa forma, a priori, os campos localizados na região do Nordeste se tornaram bons candidatos para o presente estudo. Assim, foram reunidas as informações quanto às características das UEP’s nas bacias de Camamu, Ceará, Potiguar e Sergipe. No Anexo A são mostradas as informações encontradas.

A fim de melhor visualizar a proximidade da costa e a concentração de estruturas foram criadas imagens com auxílio do Google Maps, com as coordenadas das plataformas. As UEP’s fora de operação foram destacadas em preto com o objetivo de distinção.

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Figura 8: Mapeamento das UEP’s na Bacia do Ceará. Fonte: Autor.

19

Figura 10: Mapeamento das UEP's ao norte da Bacia de Sergipe. Fonte: Autor.

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Figura 12: Mapeamento das UEP's na Bacia de Camamu. Fonte: Autor.

Através da análise das imagens apresentadas, ficou decidido que a Bacia de Sergipe conta com a melhor composição de fatores relevantes para a localização de um parque eólico. Além de ser uma região de destaque em qualidade de vento no litoral brasileiro, a bacia conta ao todo com 14 plataformas fora de operação, em distância variando entre 6 a 15 km da costa.

Mais precisamente será considerado o grupo de plataformas ao norte da Bacia que consta de seis plataformas fora de operação ilustradas na imagem abaixo e cujas características são elencadas na Tabela 1. Além de apresentar uma boa quantidade de plataformas em conjunto, o local selecionado também contém oito plataformas no fim da vida operacional que, futuramente, poderão ser adicionadas ao projeto.

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Figura 13: Plataformas selecionados para o parque eólico. Fonte: Autor.

Tabela 1: Características das plataformas selecionadas para reutilização.

SIGLA NOME BACIA LÂMINA

D'ÁGUA LATITUDE LONGITUDE

DISTÂNCIA DA COSTA PCB03 PLATAFORMA PCB-03 DE CAIOBA Sergipe 27 10°59’44.818”S 36°55’25.794”W 15 PCM04 PLATAFORMA PCM-04 DE CAMORIM Sergipe 18 10°59'07.736"S 36°57'53.042"W 8 PCM05 PLATAFORMA PCM-05 DE CAMORIM Sergipe 20 10°59'58.193"S 36°58'19.505"W 8 PCM06 PLATAFORMA PCM-06 DE CAMORIM Sergipe 26 10°58'59.914"S 36°55'58.199"W 11 PCM08 PLATAFORMA PCM-08 DE CAMORIM Sergipe 26 10°59'17.025"S 36°56'16.719"W 11 PCM10 PLATAFORMA PCM-10 DE CAMORIM Sergipe 21 10°58'38.748"S 36°57'04.099"W 9

4.2 POTENCIAL EÓLICO

Para a localização em destaque da Bacia de Sergipe, os dados de velocidade média de vento, fator de forma e fator de escala da distribuição de Weibull podem ser encontrados no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [25]. Foram utilizadas as informações coletadas para uma altura de 100 m, equivalente à elevação das turbinas eólicas. Os valores encontrados para o cálculo da distribuição de Weibull são apresentados abaixo:

Tabela 2: Parâmetros de Weibull na Bacia de Sergipe Parâmetros de Weibull

Fator de Escala (C) 7,85 m/s Fator de Forma (k) 4,5

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Figura 14: Fator de escala (C) na Bacia de Sergipe. Fonte: ELETROBRAS [25].

Figura 15: Fator de forma (k) na Bacia de Sergipe. Fonte: ELETROBRAS [25].

Com os parâmetros da função de Weibull em mãos, utiliza-se a equação (1) para determinação da distribuição de ventos na região, cujo resultado pode ser visualizado no gráfico abaixo.

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Gráfico 8: Distribuição de vento pela função de Weibull na Bacia de Sergipe

Nesse instante, deve-se determinar o modelo de turbina utilizada no projeto. Como se trata de uma etapa preliminar, foram considerados quatro modelos para realização da análise. Tais aerogeradores foram selecionados por se tratar de modelos amplamente utilizados no mercado de geração de energia offshore e suas respectivas características técnicas são mostradas abaixo.

Tabela 3: Modelos de turbina selecionados

Modelo Marca Potência

Nominal Velocidade de Entrada Velocidade de Corte Diâmetro do Rotor V164-8.0 Vestas 8.000 kW 4 m/s 25m/s 164 m 6.2M120 Senvion 6.150 kW 3,5 m/s 30 m/s 126 m M5000 Areva 5.000 kW 4 m/s 25 m/s 116 m 36sl GE 3.600 kW 3,5 m/s 27 m/s 111 m

A partir das curvas de potência disponibilizadas pelo fornecedor (apresentadas no Anexo B no final do trabalho), aplica-se a equação (2) e (3) com o objetivo de encontrar o potencial eólico anual de cada modelo de turbina e o respectivo fator de capacidade. Por fim, os resultados são apresentados abaixo.

Tabela 4: Potencial Eólico dos modelos de turbina para o sítio em análise

V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl Potencial Eólico Anual [MWh] 42.071,22 25.217,90 25223,49 16.314,05 Potencial Eólico Nominal [MWh] 70.080 43.800 54.312 31.536

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4.3 VIABILIDADE ECONÔMICA

A fim de realizar a análise de viabilidade econômica do projeto, a presente seção calcula os custos de implantação e operação de um parque eólico assim como a receita prevista de acordo com o potencial eólico local. Por fim, será montado um fluxo de caixa e serão encontrados os resultados para o VPL e a TIR referentes ao investimento, assim como explicado na seção 3.3.

4.3.1 C

C

Os custos referentes a um projeto de parque eólico offshore consideram todas as despesas geradas pelo projeto ao longo de sua vida útil. Normalmente, tais custos são divididos entre CAPEX (capital expenditure) e OPEX (operational expenditures), referentes às despesas de aquisição e investimento inicial e às despesas geradas ao longo da operação do parque, respectivamente.

Seguindo a linha de raciocínio de Bjerkseter et al. [7], principal referência para o cálculo de custos do projeto, na presente tese, a vida útil do parque eólico será definida de forma a consistir nas seguintes fases e custos correspondentes:

1. Desenvolvimento e Consentimento: fase de definição e pré-desenvolvimento do projeto do parque eólico.

2. Produção e Aquisição: fase de produção e/ou aquisição dos componentes necessários.

3. Instalação: fase de instalação dos componentes.

4. Operação e Manutenção: fase onde todas as ações necessárias são tomadas a fim de garantir a produção de eletricidade do parque.

5. Descomissionamento: fase final de desativação do parque.

Figura 16: Fases da vida-útil do projeto e respectivos componentes de custo. Fonte: Autor.

A seguir, as fases acima mencionadas (Figura 16) serão estudadas separadamente compondo, ao final, o custo total do projeto. Uma série de decisões quanto à configuração do parque eólico serão tomadas à medida que se tornarem necessárias para a determinação do custo. Além disso, visto que o cálculo das parcelas de custo do projeto se trata de uma atividade extensa e detalhada, foi optado pela utilização de alguns estudos e teses como referência para os valores aplicados, o que será explicitado mais adiante.

25

É necessário ressaltar que os custos de aquisição e instalação dos componentes da subestrutura serão calculados considerando as modificações estruturais as quais a estrutura estará sujeita para recebimento da turbina. As devidas estimativas serão feitas de acordo com a necessidade de trabalhos na estrutura da plataforma e peça de transição.

4.3.1.1

Desenvolvimento e Consentimento

Os custos aqui calculados se referem à fase inicial de desenvolvimento do projeto, sendo consideradas todas as atividades precedentes à produção e aquisição. Essa fase tem início com a concessão de um sítio para desenvolvimento do parque eólico e pode estar relacionada com decisões políticas de cunho energético e leilões de zonas de produção.

Os componentes de custo inclusos nessa etapa abrangem despesas de planejamento e gestão de projeto, licenciamento, análises de viabilidade, estudos de impactos ambientais, pesquisas meteorológicas e geofísicas, projeto conceitual de engenharia e estudos de impacto à sociedade. Nesse instante, já são considerados, igualmente, possíveis contratos de prestação de serviços durante as etapas de construção e operação.

Gráfico 9: Componentes de custo de desenvolvimento e consentimento. Fonte: Bjerkseter et al. [7].

O gráfico acima apresenta as parcelas de custo do desenvolvimento do parque eólico, de acordo com quatro fontes analisadas por Bjerkseter et al. [7]que levam em consideração um parque eólico offshore de 500 MW composto por turbinas com estruturas fixas, relativamente próximas à costa. De acordo com The Crown Estate [28], a fase de desenvolvimento do parque eólico contribui com cerca de 4% dos custos de capital e está avaliada em, aproximadamente, R$2017 241,3 milhões, para um parque de 500 MW com 100 turbinas em operação.

26

Os custos da presente etapa de projeto variam significantemente com o tamanho do parque eólico, visto que grande parte das parcelas estão relacionadas com estudos ambientais no local de instalação e, portanto, variam proporcionalmente à quantidade de turbinas instaladas. Objetivando-se uma estimativa de custo para o projeto, foi optado por uma abordagem simplificada onde os custos variam linearmente com o número de turbinas do parque. Dessa forma, foi considerado o valor de R$2017 2,413 milhões por unidade de turbina.

Outra parcela de custo precedente a fase de produção/aquisição, que não é levada em conta no grupo acima, se trata do seguro de construção. Projetos de parques eólicos são bastante complexos e relativamente recentes e, portanto, necessitam de cuidadosas análises de risco para dar suporte ao investimento. A fim de diminuir o receio dos investidores e o risco de capital associado, as seguradoras existentes concedem proteção financeira para danos físicos e atrasos na obra durante a etapa de construção, montagem e transporte [7].

Um seguro típico de construção cobrindo os riscos anteriormente apresentados tem custo por volta de R$2017 154.690 por MW [29]. Dessa forma, o custo total da fase de desenvolvimento e consentimento é totalizado para cada modelo de aerogerador previamente selecionado e um parque eólico com seis turbinas:

Tabela 5: Custo da fase de Desenvolvimento e Consentimento por modelo de turbina Desenvolvimento e Consentimento

V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl

R$2017 21.902.008,58 R$2017 19.117.582,43 R$2017 20.231.352,89 R$2017 17.818.183,55

4.3.1.2

Produção e Aquisição

O objetivo da presente seção é apresentar os custos relacionados à etapa de produção e aquisição dos elementos de projeto. Turbinas, subestrutura, torre, ancoragem, sistemas de transmissão de energia e monitoramento são os componentes gerais do custo nesse estágio. No corrente estudo, os elementos serão divididos em: conexão da rede elétrica, turbinas e subestrutura.

Conexão da rede elétrica

A injeção da energia produzida pelas turbinas offshore na rede elétrica local é realizada através de cabos elétricos submarinos. Dependendo do tamanho do parque e da disposição das turbinas, são utilizadas igualmente subestações offshore que interligam os cabos à subestação localizada em terra. Basicamente, existem dois tipos de cabos empregados em um parque eólico: cabos de interconexão e cabos de exportação. O primeiro é responsável pela conexão entre as turbinas e a subestação

offshore e se trata de cabos de média voltagem. Já o último conecta a subestação offshore à subestação onshore, sendo os mesmos de alta voltagem.

27

A quantidade de cabos empregados, assim como a necessidade do uso de uma subestação offshore, são aspectos determinados de acordo com o layout do parque eólico e a quantidade de megawatts produzidos. No que se refere ao layout, normalmente sua definição se trata de um trade-off entre custo de capital e espaçamento entre turbinas. Quanto maior a distância entre os aerogeradores, menor o efeito de esteira e maior a produção de energia por turbina, à custa de maior CAPEX [30].

No caso do projeto em estudo, o arranjo do parque eólico já está pré-estabelecido devido à posição fixa das plataformas existentes. Entretanto, pode-se definir ainda a melhor configuração dos cabos e a utilização de uma das plataformas como subestação offshore. Normalmente, para parques eólicos menores de 100 MW e distanciando menos de 15 km da costa, a subestação offshore não apresenta vantagens devido ao alto custo agregado [31].

Figura 17: Subestação e turbinas do parque eólico de Ormonde. Fonte: VATTENFALL [32].

Quando se deseja transportar uma grande quantidade de energia em grandes distâncias, o ideal é aumentar a tensão de forma a diminuir as perdas energéticas ligadas à alta corrente. Daí a necessidade de subestações marítimas, responsáveis pela transformação da tensão e unificação dos cabos de interconexão. Entretanto, a utilização da mesma apresenta altos custos de instalação e operação e, portanto, tal decisão de projeto deve ser feita com base na análise de cada caso.

Como o projeto utiliza entre 20-48 MW, dependendo do modelo de aerogerador utilizado, e as plataformas estão localizadas em uma distância máxima de 13 km da costa, os altos custos associados à utilização de uma subestação offshore não parecem ser vantajosos. Além disso, o uso da mesma acarreta na diminuição de uma das plataformas disponíveis para instalação de turbinas, o que diminui o potencial do parque e, consequentemente, aumenta o custo de energia por turbina em operação.

Se, porventura, mais turbinas forem instaladas no futuro, cabe uma nova análise de utilização de uma subestação offshore. Entretanto, para o escopo do presente

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projeto e, levando em consideração o tamanho do parque eólico estudado, o uso da subestação offshore não é recomendado e, portanto, não será realizado.

No que se trata do tipo e arranjo de cabos de interconexão utilizados, os mesmos serão instalados entre as turbinas e até a costa, onde será feita a conexão com a subestação onshore. A ampliação da capacidade da subestação terrestre é considerada responsabilidade da empresa de transmissão a qual receberá os

megawatts produzidos. Pra fins de estudo, a Subestação Jardim (CHESF), localizada

em Nossa Senhora do Socorro, Sergipe, há aproximadamente 16 km da costa, será utilizada como referência para recebimento da produção energética.

Figura 18: Arranjo preliminar dos cabos submarinos e terrestre. Fonte: Autor.

A figura anterior representa o layout básico da conexão dos cabos submarinos entre as plataformas e até a costa e, em seguida, do cabo terrestre até a subestação de referência onshore. As distâncias percorridas entre as plataformas e a subestação são apresentadas abaixo:

Tabela 6: Distâncias entre os trechos de cabos

Segmento Distância PCB03 – PCM06 1,7 km PCM06 – PCM08 0,77 km PCM08 – PCM10 1,86 km PCM10 – PCM04 1,73 km PCM04 – PCM05 1,75 km PCM05 – costa 7,45 km costa – Sub. Jardim 16 km

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Os cabos de interconexão submarinos utilizados são tipicamente de cobre ou alumínio, de média voltagem (33kV – 66kV) com corrente alternada. A seção transversal dos cabos pode variar entre 240 mm² e 800 mm², dependendo da quantidade de energia transmitida. Para o estudo, serão considerados cabos de cobre AC de 33 kV com seção constante de 630 mm². De acordo com WINDSPEED [33], o preço unitário por metro de cabo, para uma seção de 630 mm² corresponde a R$2017 1.785/metro. Já o valor dos cabos terrestres equivalem a R$2017 1.145/metro.

A fim de evitar danos devido à tensão dos cabos submarinos e simplificar a instalação dos mesmos, os cabos utilizados são instalados passando pelo interior da jaqueta e se apoiam no leito marinho durante o caminho percorrido. Dessa maneira, o comprimento total de cabos deve levar em conta não só a distância entre plataformas, mas também a lâmina d’água de cada local. Os valores finais de comprimento e custo são apresentados nas tabelas abaixo.

Tabela 7: Comprimento final dos cabos elétricos Comprimento total dos cabos de interconexão 17 km Comprimento total do cabo terrestre 16 km

Tabela 8: Custo total dos cabos de transmissão elétrica Custo dos cabos de interconexão R$2017 30.345.000

Custo do cabo terrestre R$2017 18.319.240

TOTAL R$2017 48.664.240

Turbinas

A precificação das turbinas está associada a diversos componentes presentes na torre, no rotor e no nacelle, os quais são apresentados na figura abaixo de acordo com a parcela de custo relacionada. Percebe-se que a maior quantia de custo da turbina é devida aos componentes de acionamento e geração de energia presentes no nacelle. Além disso, as pás constituem, igualmente, uma parcela importante de custos, o que ocorre, sobretudo devido aos materiais utilizados e à complexa técnica de modelagem.

30

Gráfico 10: Componentes das parcelas de custo da turbina eólica. Fonte: The Crown Estate [30]. No presente estudo, está sendo analisada a aplicação de diferentes modelos de turbina, a fim de permitir maior abrangência aos possíveis projetos. Entretanto, devido à falta de informações quanto ao custo discriminado por modelo e/ou potência, o valor aqui utilizado para o cálculo do custo da turbina será estimado linearmente proporcional à potência do aerogerador.

A referência trabalha com um modelo genérico de turbina de 5MW, cujo custo médio considerando a torre, o nacelle e o rotor é de R$2017 28.315.000 [7]. Dessa maneira, o custo de aquisição das turbinas do projeto, considerando a utilização de seis aerogeradores, é apresentado abaixo.

Tabela 9: Custo associado às turbinas Custo total de turbinas

V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl

R$2017 271.821.959 R$2017 169.888.724 R$2017 210.662.018 R$2017 122.319.882

Subestrutura

Entende-se por subestrutura todos os componentes localizados abaixo da turbina para suporte da mesma, ou seja, fundação e peça de transição. As características da subestrutura dependem não só da torre instalada e profundidade da lâmina d’água, mas também do leito marinho, podendo diferenciar, consideravelmente entre plataformas devido a esse fator. Dessa forma, mesmo dentro de um único parque, é comum encontrar diferenças físicas entre as subestruturas no que se refere ao diâmetro e penetração das estacas [7].

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Figura 19: Jaqueta e peça de transição do Ormonde Offshore Wind Farm. Fonte: FoundOcean [34] Assim como observado anteriormente, a parcela de custo relacionada à subestrutura será relativamente inferior àquela da instalação de um novo parque eólico. Isto se deve, sobretudo, a existência de plataformas que serão reutilizadas para o projeto. Dessa forma, serão considerados somente os custos referentes às modificações necessárias na estrutura da plataforma e à peça de transição.

De acordo com as análises estruturais realizadas por BARROS et al. [1], as fundações existentes estão em condição de receber novas cargas no que se refere à instalação de uma torre eólica de 82 m. O estudo avaliou uma plataforma representativa de quatro pernas, operando há 31 anos no local em uma lâmina d’água de 30 metros. Para isso, foram analisadas as cargas de tensão nos principais membros e juntas tubulares da estrutura em condições ambientais extremas de operação. Além disso, foi verificada se as estacas e o solo são capazes de receber novos carregamentos.

Finalmente, após análise da vida em fatiga remanescente da estrutura, os resultados mostram que a jaqueta se encontra em condições apropriadas para operação por mais 20 anos adicionais com uma turbina eólica [1]. Dessa forma, as modificações estruturais a serem realizadas nas plataformas do presente projeto ocorrem somente na substituição de componentes acima da lâmina d’água que estão sujeitos à ação de vento e onda. Para a parcela de estrutura submersa, as únicas alterações se referem à renovação da proteção catódica. Por fim, deve ser considerado, igualmente, o custo de produção da peça de transição da turbina.

O custo total da subestrutura depende tanto no consumo de material quanto na fabricação dos componentes, para os respectiva finalidade da plataforma. A estrutura de uma jaqueta para uma turbina de 5 MW em uma lâmina d’água de 30 m tem um

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peso estimado de 825 ton, distribuídos entre 510 ton de estrutura (fundação e peça de transição) e 315 ton de estacas de ancoragem [35].

De acordo com informações obtidas após reunião com o Eng. Guilherme Lobo da Petrobras, realizada em 19 de janeiro de 2018, o peso médio de estrutura para a família de plataformas selecionadas na Bacia de Sergipe é de 820 ton. Assumindo que a parcela referente à estrutura acima da lâmina d’agua seja de 20% do total e que a peça de transição tenha cerca de 100 toneladas, o peso total de material a ser utilizado e fabricado é de 264 toneladas. Além disso, para o valor de R$2017 4.100,00/ton de aço naval e supondo o custo de fabricação como um adicional de 400% em cima do valor do material [7], o custo final de produção da subestrutura pode ser calculado.

Tabela 10: Custo total da fase de produção e aquisição

Componente Quantidade Custo

Material 264 ton R$2017 1.082.400,00

Fabricação 400% R$2017 4.329.600,00

Custo total de produção por subestrutura R$2017 5.412.000,00

4.3.1.3

Instalação

Na presente seção serão apresentados os custos de instalação dos elementos do parque eólico, ou seja, os custos associados com o transporte e instalação da turbina, subestrutura e cabos elétricos. Da mesma maneira, serão inclusos nessa etapa os custos relacionados à etapa de comissionamento das turbinas, referente aos processos de finalização, inspeções e testes necessários para a boa operacionalidade do parque.

Turbinas

Quanto à operação de instalação das turbinas, esta é realizada geralmente por embarcações jack-up especializadas e abrange as seguintes etapas:

1. Carregamento dos componentes das turbinas no porto; 2. Trânsito até o local de operação do parque eólico; 3. Instalação dos componentes na plataforma; 4. Transito até a próxima plataforma de instalação;

5. Repetição de 4 e 5 para todos os componentes carregados; 6. Volta para o porto a fim de repetir o processo.

Uma turbina eólica consiste de pelo menos sete componentes individuais: nacelle, eixo, três pás e duas seções de torres, os quais podem sem transportados e instalados em uma variedade de formas, desde o transporte dos componentes individualmente até o local e posterior instalação com várias operações de içamento, até a montagem completa da turbina onshore antes do transporte e um único içamento para instalação na subestrutura [7]. Dessa maneira, a melhor estratégia de instalação da turbina depende de uma série de fatores, como as condições ambientais no local

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de instalação, numero de içamentos, a capacidade de içamento dos guindastes do porto e da embarcação, o arranjo do convés da jack-up, entre outros.

Como a definição de tal estratégia requer um estudo detalhado de custo da operação, foi definida a instalação envolvendo um total de quatro içamentos: duas partes da torre, rotor completo e nacelle, método de instalação 3 apresentado na Figura 20. Essa decisão foi tomada com base em um estudo de 17 parques eólicos europeus, no qual mais de 40% dos casos optam por tal configuração [36]. Dessa forma, vale ressaltar que a decisão do método de instalação é extremamente dependente do local e projeto em questão e, portanto, após o correto planejamento e estudo da operação, existe há possibilidade dos custos reais serem maiores ou menores do que aqueles que serão considerados para o presente estudo.

Figura 20: Métodos de instalação de componentes de turbinas eólicas. Fonte: KAISER et al. [37]. O Porto de Sergipe, localizado na Barra dos Coqueiros há 15 km do local de operação do parque eólico, foi escolhido como porto de apoio às operações de carregamento dos componentes da turbina. Atualmente, o porto opera cargas gerais e é utilizado, pela Petrobrás, para apoio às atividades de exploração e produção de petróleo na costa de Sergipe. O porto compreende, ainda, o Terminal Marítimo Inácio de Barbosa, terminal offshore cujo cais de encontra a 2400 m da linha da costa.

Já no que se refere à embarcação jack-up utilizada, foi considerada uma velocidade de serviço de 11 nós (velocidade máxima nominal de acordo com informações do mercado) e espaço de convés para acomodar quatro turbinas por

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viagem, de acordo com URAZ [38]comomostrado na configuração R2T na Figura 21. De acordo com Bjerkseter et al. [7], o custo de afretamento de tal embarcação é por volta de R$2017 742.435 a diária.

Figura 21: Diferentes configurações de transporte dos componentes de turbinas. Fonte: URAZ [38]. Ademais, é considerado, igualmente, o custo associado à tripulação operante durante as etapas de instalação das turbinas que desempenham trabalhos relacionados às operações mecânicas e elétricas da torre. Foram estipulados 15 empregados trabalhando em turnos de 12 horas, totalizando 30 trabalhadores por dia, ao custo de R$2017 1.400/dia cada [7].

As janelas operacionais consideradas são de 80% para operações no porto e de trânsito e 50% para içamento dos componentes em mar aberto [39]. O tempo de carregamento da turbina no navio é estimado em quatro horas por turbina e, de acordo com Bjerkseter et al. [7], o tempo de instalação da turbina na subestrutura é de 1,2 dias. Dessa maneira, os custos totais de instalação das turbinas são apresentados na tabela abaixo e expressos por unidade de turbina.

Tabela 11: Custo de instalação por unidade de turbina

Operação Quantidade Duração [dias] Custo unitário Janela de

operação Custo total

Carregamento 1 0,17 R$2017 742.435 80% R$2017 157.767 Transporte 0,17 0,12 80% R$2017 18.932 Instalação 1 1,2 50% R$2017 1.782.000 Mão-de-obra 5 1,5 R$2017 1.400 56% R$2017 18.750 Custo total por unidade de turbina R$2017 1.978.000

Subestrutura

A instalação da subestrutura pode ser realizada com apoio de embarcações OCV, mas por razões de custo, normalmente são feitas com navios jack-up especializados em instalação de turbinas eólicas. Devido ao vasto espaço de convés, admite-se o transporte de componentes de três subestruturas por viagem, totalizando duas viagens de instalação. Além disso, de acordo com Bjerkseter et al. [7], a instalação completa de uma subestrutura com fundação jaqueta é estimada em três dias. Considerando

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que as estacas representam a maior duração da operação, o tempo estimado para a instalação da estrutura adicional e peça de transição é de um dia.

Ademais, é considerado um único içamento no cais para carregamento na embarcação por subestrutura, ou seja, assume-se que a estrutura acima da lâmina d’água e a peça de transição estão pré-montadas. Admite-se um tempo de içamento igual ao da turbina, quatro horas por subestrutura.

Novamente, considera-se o custo associado à tripulação operante durante as etapas de instalação. Foram estipulados 15 empregados trabalhando em turnos de 12 horas, totalizando 30 trabalhadores por dia, ao custo de R$2017 1.400/dia cada [7]. As janelas operacionais são de 75% para operações no porto e trânsito e 50% para içamento dos componentes em mar aberto [39]. O resumo das operações assim como o custo associado a elas pode ser visualizado na Tabela 12.

Tabela 12: Custo de instalação da subestrutura

Operação Quantidade Duração [dias] Custo unitário Janela de

operação Custo total

Carregamento 1 0,17 R$2017 742.435 75% R$2017 94.660 Transporte 0,33 0,06 75% R$2017 11.025 Instalação 1 1 50% R$2017 371.218 Mão-de-obra 5 1,23 R$2017 1.400 55% R$2017 4.736 Custo total por unidade de subestrutura R$2017 481.639

Componentes Elétricos

Os componentes elétricos presentes no parque eólico se resumem aos cabos elétricos marítimos e terrestre. Para evitar danos causados por impactos, os cabos submarinos são sempre enterrados no leito marinho, o que acarreta custos relacionados à embarcação responsável pela escavação do trecho.

O preço da instalação dos cabos tende a variar bastante visto que depende de uma série de variáveis. Além das características relacionadas ao tipo de cabo e à profundidade de instalação, o custo da operação varia consideravelmente com a oferta de embarcações disponíveis, localidade do parque eólico e, sobretudo, tipo de solo e consequente método de aterro.

De acordo com Douglas Westwood apud Bjerkseter et al. [31], o custo de instalação de cabos de interconexão corresponde a um terço do valor dos cabos de exportação, o que resulta em uma média de R$2017 746.223 por quilometro. Já os cabos subterrâneos apresentam um custo de R$2017 700 por metro [33]. Dessa maneira, os custos de instalação dos cabos elétricos são totalizados na Tabela 13.

Tabela 13: Custo total de instalação dos componentes elétricos Custo de instalação dos cabos submarinos R$2017 12.685.791 Custo de instalação dos cabos subterrâneos R$2017 11.177.841 Custo total de instalação dos cabos R$2017 23.863.632