1 Análise da viabilidade de um parque eólico na Costa Portuguesa Paula Ferreira Filipa Vieira 21...

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Análise da viabilidade de um parque eólico na Costa Portuguesa

Paula Ferreira

Filipa Vieira

21 de Setembro de 2009

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Apresentação

• MotivaçãoMotivação• Objectivo do estudoObjectivo do estudo• Sistema eléctrico portuguêsSistema eléctrico português• Análise do projectoAnálise do projecto• Análise de sensibilidade dos resultadosAnálise de sensibilidade dos resultados• ConclusõesConclusões• Trabalho futuroTrabalho futuro

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MotivaçãoMotivação

• O sector eólico é essencial para a concretização dos objectivos O sector eólico é essencial para a concretização dos objectivos

estabelecidos para a UE pela directiva 2001/77/EC estabelecidos para a UE pela directiva 2001/77/EC

• O sector da produção de electricidade por via eólica tem crescido O sector da produção de electricidade por via eólica tem crescido

significativamente ao longo dos últimos anos em Portugal significativamente ao longo dos últimos anos em Portugal

• As características geográficas do país aliadas ao regime de ventos e às As características geográficas do país aliadas ao regime de ventos e às

restrições ambientais impostas aos projectos, limitam de alguma forma restrições ambientais impostas aos projectos, limitam de alguma forma

o potencial eólico o potencial eólico onshoreonshore por explorar por explorar

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Objectivo de estudoObjectivo de estudo

A análise da viabilidade de instalação de parques eólicos A análise da viabilidade de instalação de parques eólicos

offshoreoffshore na costa Portuguesa, abordando as restrições na costa Portuguesa, abordando as restrições

técnicas e avaliando o interesse estratégico, ambiental e técnicas e avaliando o interesse estratégico, ambiental e

financeiro deste tipo de investimentos, numa óptica financeiro deste tipo de investimentos, numa óptica

empresarial.empresarial.

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O sistema eléctrico PortuguêsO sistema eléctrico Português

2008 2019

Consumo de electricidade

Potência instalada

Potência eólica instalada

52569GWh 83934 GWh

14916MW 27559 MW

3335MW 8050 MW

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Análise do projectoAnálise do projecto

Análise técnica Análise técnica

Análise estratégicaAnálise estratégica

Avaliação financeiraAvaliação financeira

Análise ambientalAnálise ambiental

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Análise técnicaAnálise técnica

1.1. Identificação do potencial eólico Identificação do potencial eólico

2.2. Equipamento disponível Equipamento disponível

3.3. Tipo de implementação possível/apropriada Tipo de implementação possível/apropriada

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Análise técnicaAnálise técnica

Velocidade do vento (m/s)

Potência debitada (kW)

Electricidade gerada (MWh/ano)

6 561 8548

8 1393 15325

Nota: Considerando a curva característica da turbina ENERCON E-112 (4500 - 6000 kW)

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Análise estratégicaAnálise estratégica

Pontos Fortes Ponto fracos

Velocidade média do vento offshore superior ao vento onshore.

Inexistência de densidade populacional.

Experiência acumulada das empresas nacionais no sector eólico.

Cluster Nacional da indústria eólica.

Custos de instalação.

Impactos externos.

Imprevisibilidade dos ventos.

Tecnologia ainda em desenvolvimento.

Reduzida experiência com a eólica offshore.

Dependência de tarifas reguladas.

Oportunidades Ameaças

Inexistência de parques eólicos offshore em Portugal.

Interesse empresarial no sector.

Perspectivas de crescimento do mercado.

Mercado com tarifas protegidas e garantia de acesso à rede.

Concorrência por outras fontes de energia renováveis.

Mercado eléctrico fortemente concentrado.

Tendência de liberalização do mercado e das tarifas.

Análise SWOT para o sector eólico offshore em Portugal

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Nº de turbinas 30

Potência de cada turbina 4500 kW

Potência total do parque 135 000 kW

Custo de investimento

Turbinas 772 €/kW

Fundações 900 €/kW

Instalação 605 €/kW

Ligação à rede 133 €/kW

Outros 105 €/kW

Total 2515 €/kW

Investimento inicial 339 525 m€

Custos de O&M 16 €/ MWh

O&M 5 671 m€/ano

Velocidade média do vento 7,5 m/s

Electricidade gerada 354 421 MWh/ano

Tarifa de venda 74 €/MWh

Dados utilizados na avaliação financeira:

Nota: Profundidade entre 40 e 50m

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Software RETScreen (cenário base)

(http://www.retscreen.net)

Custo projeto e sumario econ./receita

100.0% € 339,525,000100.0% € 339,525,000

€ 5,670,740€ 5,670,740

€ 26,227,173€ 26,227,173

Viabil. Financeira% 3.5%

% 3.5%

ano 16.5

€ -152,933,436€/ano -16,848,382

0.55$/MWh 121.54€/tCO2 125

TIR após impostos

Total de custos de investimento

Total de economia e receita anual

Economia anual e receitaReceita com eletricidade exportada

Total de custos anuais

Sistema de produção de eletricidade

TIR antes impostos

O&MPagamento anual de custos e empréstimos

Custos iniciais

Retorno simples

Custo da Geração de energiaCusto de Redução de GEE

Valor Actualizado Líquido (VAL)Economia anual no ciclo de vida

Razão custo benefício (C-B)

TA = 10%

n = 25 anos

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Análise ambientalAnálise ambiental

• Emissões evitadasEmissões evitadas

• Impacto visualImpacto visual

• RuídoRuído

•Impacto na vida marinhaImpacto na vida marinha

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Análise de sensibilidade Análise de sensibilidade dos resultadosdos resultados

Cenário 1Cenário 1: Aumento da tarifa : Aumento da tarifa feed-in (122€/MWh)feed-in (122€/MWh)

Custo projeto e sumario econ./receita

100.0% € 339,525,000100.0% € 339,525,000

€ 5,670,740€ 5,670,740

€ 43,239,393€ 43,239,393


% 10.1%

ano 9.0

€ 1,487,169€/ano 163,839

1.00$/MWh 121.54€/tCO2 125

TIR após impostos






TIR antes impostos


Custos iniciais

Retorno simples




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Cenário 2Cenário 2: Diminuição dos custos de investimento e de O&M: Diminuição dos custos de investimento e de O&MCusto projeto e sumario econ./receita

100.0% € 275,400,000100.0% € 275,400,000

€ 4,607,476€ 4,607,476

€ 26,227,173€ 26,227,173


% 6.0%

ano 12.7

€ -79,157,148€/ano -8,720,590

0.71$/MWh 98.61€/tCO2 65

TIR após impostos






TIR antes impostos


Custos iniciais

Retorno simples




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Cenário 3Cenário 3: : Regime de ventos Regime de ventos (6,5 m/s)(6,5 m/s)

Project costs and savings/income summary

100.0% € 339,525,000

100.0% € 339,525,000

€ 4,267,823

€ 4,267,823

€ 19,738,682

€ 19,738,682

Financial viability

% 1.0%

% 1.0%

yr 21.9

€ -199,095,394

€/yr -21,933,956

0.41

€/MWh 156.23€/tCO2 419

After-tax IRR

Total initial costs

Total annual savings and income

Annual savings and income

Total annual costs

Initial costs

Power system

O&M

Annual costs and debt payments

Energy production cost

GHG reduction cost

Net Present Value (NPV)

Annual life cycle savings

Benefit-Cost (B-C) ratio

Pre-tax IRR

Electricity export income

Simple payback

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Cenário 3Cenário 3: : Regime de ventos Regime de ventos (8,5 m/s)(8,5 m/s)

Project costs and savings/income summary

100.0% € 339,525,000

100.0% € 339,525,000

€ 6,988,282

€ 6,988,282

€ 32,320,804

€ 32,320,804

Financial viability

% 5.5%

% 5.5%

yr 13.4

€ -109,580,684

€/yr -12,072,293

0,68

€/MWh 101.64€/tCO2 141

Benefit-Cost (B-C) ratio

Energy production cost

GHG reduction cost

Simple payback

Net Present Value (NPV)

Annual life cycle savings

After-tax IRR

Total annual savings and income

Pre-tax IRR

Annual savings and income

Electricity export income

Total annual costs

Initial costs

Power system

Total initial costs

Annual costs and debt payments

O&M

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ConclusõesConclusões

• As características da costa Portuguesa com um potencial eólico de certa As características da costa Portuguesa com um potencial eólico de certa

forma limitado comparativamente a outros países e exigindo instalações forma limitado comparativamente a outros países e exigindo instalações

a grandes profundidades, contribuem para a ainda difícil viabilização a grandes profundidades, contribuem para a ainda difícil viabilização

económicaeconómica

• É necessário rever as tarifas É necessário rever as tarifas feed-infeed-in, de modo a criar condições que , de modo a criar condições que

tornem este investimento atractivo para as empresas, não só pelos tornem este investimento atractivo para as empresas, não só pelos

ganhos estratégicos, mas também financeiros ganhos estratégicos, mas também financeiros

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ConclusõesConclusões

• No cenário base análise de sensibilidade demonstrou que será No cenário base análise de sensibilidade demonstrou que será

necessário garantir uma tarifa necessário garantir uma tarifa feed-infeed-in de cerca de 122 €/MWh para de cerca de 122 €/MWh para

tornar o investimento analisado rentável (VAL>0), do ponto de vista tornar o investimento analisado rentável (VAL>0), do ponto de vista

financeirofinanceiro

• Foi possível estimar que poderia ser evitada a emissão anual de 134680 Foi possível estimar que poderia ser evitada a emissão anual de 134680

ton CO2 equivalente/ano, considerando um parque eólico offshore com ton CO2 equivalente/ano, considerando um parque eólico offshore com

135 MW de capacidade instalada 135 MW de capacidade instalada

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Trabalho futuroTrabalho futuro

• A aplicação de métodos participativos para a avaliação da A aplicação de métodos participativos para a avaliação da

aceitação social das centrais eólicas aceitação social das centrais eólicas offshoreoffshore, dada a , dada a

evidente necessidade de avaliar como a população reage e evidente necessidade de avaliar como a população reage e

aceita esta tecnologiaaceita esta tecnologia

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