Alberto Giuseppe Ferreira Biamonti - ULisboa€¦ · 5.2.2 EDP Renováveis (EDPR) 66 5.2.3 Acciona...

Renewables Outlook 2007

Caracterização das várias tecnologias renováveis existentes e

emergentes, contribuição para um posicionamento de negócio

Alberto Giuseppe Ferreira Biamonti

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia e Gestão Industrial

Júri Presidente: Prof. Doutor Rui Miguel Loureiro Nobre Baptista

Orientador: Prof. Doutor José Manuel Costa Dias de Figueiredo

Vogais: Eng. Pedro Rafael de Sampaio e Melo Neves Ferreira

Prof. Doutor João Carlos Correia Leitão

Agosto 2008

Agradecimentos

Gostaria de agradecer às seguintes pessoas:

Aos meus pais, Maria Helena de Biamonti e Alberto Giuseppe Biamonti, pelo esforço e

dedicação que tiveram ao longo da minha educação pois, é devido a eles que me formei enquanto

pessoa e profissional.

Ao meu orientador e amigo Prof. José Figueiredo, pela dedicação, apoio e amizade que teve

ao longo da minha formação académica.

À equipa da Direcção de Planeamento Estratégico da Energia de Portugal, S.A.. Em

particular, gostaria de agradecer ao director Eng. Pedro Neves Ferreira pela oportunidade que me

deu em desenvolver a tese assim como no apoio prestado e ao Dr. José Novais Gonçalves e à Dra.

Ana Margarida Sanches pela forte ajuda que me facultaram.

Resumo

Pesquisa e levantamento de dados sobre energias renováveis, análise e reflexão sobre esses

elementos, desenvolvimento de modelo de acordo com a metodologia de custos nivelados para

aplicar às tecnologias estudadas, e consequente estudo comparativo entre elas. A curva evolutiva do

custo nivelado de cada tecnologia em função do ano de investimento, faculta uma plataforma de

reflexão estratégica acerca das evoluções possíveis a curto, médio e longo prazo do investimento em

renováveis. O referido levantamento foi efectuado utilizando fontes profissionais, trabalhos de

consultoria e publicações de associações energéticas profissionais, sempre que possível cotejado

com trabalhos académicos. O modelo desenvolvido permitiu construir tabelas numéricas das quais se

parte para desenhar as curvas de evolução que permitem a comparação numa óptica de custos entre

as diferentes tecnologias. Partindo dos dados de 2008 conseguiu-se um quadro com os valores dos

custos nivelados para 2008. Daqui, entrando com diversos factores (evolução da inflação, estado de

maturidade de cada tecnologia, evolução previsível de OPEX e curvas de experiência de CAPEX),

conseguiu-se extrapolar os custos nivelados por tecnologia para anos de investimento até 2030. Da

análise de custos nivelados e do levantamento feito das diferentes tecnologias emergiram reflexões

estratégicas sobre o perfil de evolução que vai haver no eólico e na geração distribuída. Elaborou-se

um estudo do mercado de turbinas eólicas de forma a concluir-se qual a melhor estratégia de

fornecimento de turbinas a adoptar. Identificaram-se ameaças no negócio de geração centralizada de

uma promotora e elaborou-se um estudo de oportunidades de negócio na geração distribuída.

Palavras Chave: Energias Renováveis, Custos Nivelados, Tecnologias, Turbinas, Geração Distribuída

Abstract

Research and acquisition of data relating to renewable energies, analysis and consideration of these

elements, development of models in accordance with a levelized cost methodology for application to

the considered technologies and consequent comparative appraisal. The levelized cost evolution

curve for each technology, as a function of the investment year, provides a platform for strategic

consideration on the possible developments of investment in renewable energies at short, medium

and long term. The data were acquired from professional’s sources, consulting reports and from

professional energetic association’s publications and, when possible, confronted with academic

studies. The developed model allowed developing numerical data to construct progression curves

which allowed a cost evaluation among the technologies analyzed. Using the 2008 data, a levelized

cost for the same year was developed and, by introducing factors such as: inflation curve, status of the

art for each technology, estimated evolution of OPEX and CAPEX experience curve, it was possible to

extrapolate the levelized costs for each technology and for each year of investment, through 2030.

From the analysis of the levelized costs and the study of the different technologies, some strategic

reflections emerged on the evolution profile of the wind energy and the distributed generation. A study

of the wind turbine generators’ market was made to decide upon the best strategy for the turbine’s

procurement. Treats to the centralized generation business of an electric supply company were

identified and a study was made on the opportunities available for the distributed generation business.

Keywords: Renewable energies, levelized cost, technologies, turbine, distributed generation

Índice PARTE I – Levantamento e Análise de Tecnologias Renováveis 0. Introdução 1

1. Contextualização 3 2. Descrição das tecnologias 10 2.1 Metodologia utilizada 10

2.2 Energia hídrica 12

2.2.1 Hídrica convencional 12

2.2.2 Mini hídrica 13

2.3 Energia eólica 15

2.3.1 onshore 15

2.3.2 offshore 18

2.4 Energia solar 22

2.4.1 Fotovoltaico (PV) 22

2.4.2 Termoeléctrico 26

2.5 Biológica 29

2.5.1 Biomassa 29

2.5.2 Biogás 32

2.6 Energia marítima 35

2.6.1 Ondas 36

2.6.2 Marés/Correntes 38

2.7 Energia geotérmica 41

3. Cálculo dos custos nivelados 45 4. Conclusões operacionais 50 4.1 Eólica 52

4.2 Solar 53

PARTE II – Reflexões Estratégicas

5. Análise estratégica do fornecimento de turbinas 55 5.1 Situação do mercado de fornecimento de turbinas 55

5.1.1 Factores de subida do preço 56

5.1.2 Factores de descida do preço 61

5.2 Caracterização do posicionamento de diferentes players 64

5.2.1 Iberdrola Renovables (IBR) 64

5.2.2 EDP Renováveis (EDPR) 66

5.2.3 Acciona e Endesa 67

5.2.4 Comparação dos players em análise 68

5.3 Reflexão estratégica sobre tipo de fornecimento 70

6. Geração distribuída, ameaças e oportunidades 72 6.1 Oportunidade de negócio 72

6.1.1 Modelos de negócio de uma ESCO 72

6.1.2 Segmentação do mercado 76

6.1.3 Legislação e empresas existentes 76

6.2 Análise da cadeia de valor 77

6.3 A grande questão sobre a geração distribuída 78

7. Conclusão 79 Referências Bibliográficas 80 ANEXOS 83

Anexo 1: Consumo e potencial das tecnologias em 2020, por país II-1

Anexo 2: Horas de funcionamento das tecnologias por país em 2006 II-2

Anexo 3: Tabela descritiva de hídrica convencional II-3

Anexo 4: Tabela descritiva de mini hídrica II-4

Anexo 5: Tabela descritiva de eólica onshore II-5

Anexo 6: Tabela descritiva de eólica offshore II-6

Anexo 7: Tabela descritiva de solar PV II-7

Anexo 8: Tabela descritiva de solar termoeléctrico II-8

Anexo 9: Tabela descritiva de biomassa II-9

Anexo 10: Tabela descritiva de biogás II-10

Anexo 11: Tabela descritiva de ondas II-11

Anexo 12: Tabela descritiva de marés II-12

Anexo 13: Tabela descritiva de geotérmica II-13

Índice de figuras Figura 1.1: Potencial de energia por fonte renovável 4

Figura 1.2: Potencial técnico de energia por fonte renovável 5

Figura 1.3: Energia primária e electricidade mundial consumida em 2005 5

Figura 1.4: Forças que têm alavancado o desenvolvimento das tecnologias limpas 6

Figura 1.5: Repartição da geração renovável adicional entre 1990 e 2005 7

Figura 1.6: Repartição, por geografia, da geração renovável adicional entre 1990 e 2005 7

Figura 1.7: Evolução do investimento em I&D nos últimos anos 8

Figura 1.8: Posicionamento das várias tecnologias consoante o seu estado tecnológico 8

Figura 1.9: Melhorias de aspectos tecnológicos das tecnologias eólica onshore e solar PV 9

Figura 2.1: Tecnologias utilizadas para a geração de energia eléctrica por fonte renovável 10

Figura 2.2: Explicação dos factores económicos, tecnológicos e políticos 11

Figura 2.3: Esquema de funcionamento de uma central hidroeléctrica (albufeira) 12

Figura 2.4: Gráfico da previsão da capacidade instalada de hídrica convencional e de mini hídrica 13

Figura 2.5: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de mini hídrica 13

Figura 2.6: Escolha do valor de CAPEX para mini hídrica 14

Figura 2.7: Escolha do valor de OPEX para mini hídrica 14

Figura 2.8: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais para mini hídrica 14

Figura 2.9: Escolha do período de vida típico de uma estação mini hídrica 15

Figura 2.10: Fotografia de uma unidade eólica onshore 15

Figura 2.11: Curva de previsão de capacidade instalada de eólica total 16

Figura 2.12: Curva de previsão de capacidade instalada de eólica onshore 16

Figura 2.13: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de onshore 17

Figura 2.14: Escolha do valor de CAPEX para eólica onshore 17

Figura 2.15: Escolha do valor de OPEX para eólica onshore 17

Figura 2.16: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais para eólica onshore 18

Figura 2.17: Escolha do período de vida típico de um parque eólico onshore 18

Figura 2.18: Fotografia de uma unidade eólica offshore 18

Figura 2.19: Técnicas utilizadas ou em estudo para a fixação de aerogeradores offshore consoante a

profundidade 19

Figura 2.20: Curva de previsão de capacidade instalada de eólica offshore 20

Figura 2.21: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de offshore 20

Figura 2.22: Escolha do valor de CAPEX para eólica offshore 20

Figura 2.23: Escolha do valor de OPEX para eólica offshore 21

Figura 2.24: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de eólica offshore 21

Figura 2.25: Escolha do período de vida típico de um parque de eólica offshore 21

Figura 2.26: Esquema do funcionamento foto voltaico e imagem de uma central termoeléctrica 22

Figura 2.27: Caracterização dos tipos de módulos utilizados em foto voltaico 23

Figura 2.28: Curva de previsão de capacidade instalada de solar total 23

Figura 2.29: Curva de previsão de capacidade instalada de solar foto voltaico 24

Figura 2.30: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de solar PV 24

Figura 2.31: Escolha do valor de CAPEX para solar PV 24

Figura 2.32: Escolha do valor de OPEX para solar PV 25

Figura 2.33: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de solar PV 25

Figura 2.34: Escolha do período de vida típico de uma estação de solar PV 25

Figura 2.35: Caracterização dos tipos de tecnologias termoeléctricas 26

Figura 2.36: Curva de previsão de capacidade instalada de termoeléctrico 27

Figura 2.37 Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade termoeléctrico 27

Figura 2.38: Escolha do valor de CAPEX para solar termoeléctrico 27

Figura 2.39: Escolha do valor de OPEX para solar termoeléctrico 28

Figura 2.40: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de solar termoeléctrico 28

Figura 2.41: Escolha do período de vida típico de uma central de solar termoeléctrico 28

Figura 2.42: Caldeira onde se produz vapor super pressurizado a partir da biomassa 29

Figura 2.43: Curva de previsão de capacidade instalada de biológica 30

Figura 2.44: Curva de previsão de capacidade instalada de biomassa 30

Figura 2.45: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de biomassa 31

Figura 2.46: Escolha do valor de CAPEX para biomassa 31

Figura 2.47: Escolha do valor de OPEX para biomassa 31

Figura 2.48: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de biomassa 32

Figura 2.49: Escolha do período de vida típico de uma central de biomassa 32

Figura 2.50: Ciclo de vida dos resíduos utilizados na produção de electricidade a partir de biogás 33

Figura 2.51: Curva de previsão de capacidade instalada de biogás 33

Figura 2.52: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de biogás 33

Figura 2.53: Escolha do valor de CAPEX para biogás 34

Figura 2.54: Escolha do valor de OPEX para biogás 34

Figura 2.55: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de biogás 34

Figura 2.56: Escolha do período de vida típico de uma central de biogás 35

Figura 2.57: Caracterização das diferentes tecnologias oceânicas 35

Figura 2.58: Projecto de produção de electricidade a partir da energia das ondas 36

Figura 2.59: Curva de previsão de capacidade instalada de oceânica 36

Figura 2.60: Curva de previsão de capacidade instalada de ondas 37

Figura 2.61: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de ondas 37

Figura 2.62: Escolha do valor de CAPEX para ondas 37

Figura 2.63: Escolha do valor de OPEX para ondas 38

Figura 2.64: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de ondas 38

Figura 2.65: Escolha do período de vida típico de uma estação de ondas 38

Figura 2.66: Exemplo de exploração de marés/correntes para a produção de electricidade 39

Figura 2.67: Curva de previsão de capacidade instalada de marés/correntes 39

Figura 2.68: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de marés 40

Figura 2.69: Escolha do valor de CAPEX para marés 40

Figura 2.70: Escolha do valor de OPEX para marés 40

Figura 2.71: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de marés 41

Figura 2.72: Escolha do período de vida típico de uma estação de marés 41

Figura 2.73: Curva de previsão de capacidade instalada de geotérmica 42

Figura 2.74: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade geotérmica 43

Figura 2.75: Escolha do valor de CAPEX para geotérmica 43

Figura 2.76: Escolha do valor de OPEX para geotérmica 43

Figura 2.77: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de geotérmica 44

Figura 2.78: Escolha do período de vida típico de uma central geotérmica 44

Figura 2.79: Correspondência entre abreviaturas utilizadas e as respectivas fontes 44

Figura 3.1: Esquema conceptual do modelo desenvolvido 46

Figura 3.2: Taxa de evolução do VOM e FOM considerada na modelação 46

Figura 3.3: Custos nivelados obtidos para o ano de investimento 2008 47

Figura 3.4: Estrutura do custo nivelado das tecnologias 48

Figura 3.6: Curvas do custo nivelado das tecnologias em função do ano de investimento (2008-2030) 49

Figura 3.7: Custo nivelado das tecnologias em função do ano de investimento (2008-2030) 49

Figura 4.1: Nº de duplicações das tecnologias entre 2008 e 2030 50

Figura 4.2: Redução do custo nivelado por tecnologia 50

Figura 4.3: Peso da capacidade eólica no aumento de capacidade de renov. entre o ano de 2008 e 2020 51

Figura 4.4: Análise dos custos nivelados das tecnologias e do seu potencial técnico 51

Figura 4.5: Comparação do CAPEX, OPEX e horas de funcionamento do onshore e do offshore 52

Figura 4.6: Factores Chave de I&D em offshore 52

Figura 4.7: Atractividade de onshore na Europa 53

Figura 4.8: Atractividade de offshore na Europa 53

Figura 4.9: Exposição solar 53

Figura 4.10: Potencial solar e GDP por regiões 53

Figura 4.11: Potencial e horas de funcionamento de PV 54

Figura 4.12: Potencial e horas de funcionamento de termoeléctrico 54

Figura 4.13: Evolução da capacidade instalada de solar por tipo de geração 54

Figura 5.1: Balanço entre factores de subida e de descida do preço 55

Figura 5.2: Evolução do preço das turbinas 55

Figura 5.3: Evolução da capacidade instalada de eólica 56

Figura 5.4: Fragmentação da oferta e da procura do mercado eólico mundial 57

Figura 5.5: Evolução dos custos de garantia das turbinas eólicas 58

Figura 5.6: Evolução da compra de turbinas por dimensão 59

Figura 5.7: Evolução do preço das turbinas por dimensão 59

Figura 5.8: Evolução das margens de EBIT dos fornecedores 59

Figura 5.9: Percentagem do custo total e situação do mercado dos principais sistemas que compõe

as turbinas eólicas 60

Figura 5.10: Partição do preço de uma turbina 61

Figura 5.11: Evolução do preço do aço 61

Figura 5.12: Evolução da capacidade de produção de turbinas 61

Figura 5.13: Evolução das quotas de mercado dos fornecedores de turbinas 62

Figura 5.14: Percentagem de capacidade de produção de componentes em 2006 63

Figura 5.15: Margens de EBIT de os produtores de turbinas 63

Figura 5.16: Tendência da produção dos maiores fornecedores de turbinas 63

Figura 5.17: Evolução da capacidade eólica instalada da IBR 64

Figura 5.18: Capacidade instalada da IBR por fonte de energia e por geografia65

Figura 5.19: Investimentos da Iberdrola 65

Figura 5.20: Contratos de turbinas conseguidos pela IBR 65

Figura 5.21: Satisfação das necessidades anuais de turbinas 65

Figura 5.22: Vectores de crescimento estratégico da EDPR 66

Figura 5.23: Capacidade eólica instalada da EDPR 66

Figura 5.24: Concretização da estratégia de renováveis 66

Figura 5.25: Contratos de turbinas conseguidos pela EDPR 67

Figura 5.26: Satisfação das necessidades anuais de turbinas 67

Figura 5.27: Capacidade eólica instalada da Acciona 68

Figura 5.28: Capacidade de produção da Acciona 68

Figura 5.29: Capacidade eólica instalada da Endesa 68

Figura 5.30: Comparação contratos de fornecimento de turbinas entre EDPR e IBR 69

Figura 5.31: Capacidade eólica / capacidade total 69

Figura 5.32: Capacidade eólica instalada por geografia 69

Figura 5.33: Pontos fortes e fracos das três estratégias de fornecimento de turbinas 70

Figura 5.34: Decisão de integração e evolução do preço das turbinas 71

Figura 6.1: Modelo de negócio de contratos de performance 73

Figura 6.2: Modelo de negócio de Leasing / venda do equipamento 74

Figura 6.3: Modelo de negócio de transacções de excesso de energia 74

Figura 6.4: Modelo de negócio de consultoria energética 75

Figura 6.5: Tabela resumo dos modelos de negócio de uma ESCO 75

Figura 6.6: Segmentos de mercado de serviços energéticos 76

Figura 6.7: Legislação relevante existente em Portugal da geração distribuída e eficiência 77

Figura 6.8: Cadeia de valor consoante o paradigma de geração 78

Figura 6.9: Balanço de custos entre sistema actual e sistema 78

PARTE I – Levantamento e Análise de Tecnologias Renováveis

0. Introdução

A energia é a principal base de sustentação do crescimento económico. Sem fontes primárias

de energia abundantes e relativamente baratas não é possível assegurar o crescimento económico,

tanto dos países desenvolvidos como dos países em desenvolvimento e, especialmente, das

economias emergentes (Lomborg, 2001). O sector da energia desempenha assim um papel

verdadeiramente central na caracterização das tendências de desenvolvimento a curto, médio e longo

prazo.

Presentemente a geração de energia eléctrica utiliza intensivamente combustíveis fósseis:

petróleo, gás e carvão. A utilização maciça deste tipo de combustíveis tem provocado algumas

ameaças globais: a insegurança de fornecimento e o confronto geopolítico devido aos combustíveis

fósseis tem sido cada vez maior, os custos dos combustíveis fósseis têm sofrido uma grande subida e

as crescentes emissões de CO2 têm causado preocupações ambientais. Tem-se vindo a tornar

perceptível que é necessário alterar o rumo da geração de electricidade, apostando em fontes de

energia não poluentes e renováveis. Está-se a entrar numa fase de transição difícil que exige grandes

investimentos em investigação e desenvolvimento tecnológico no sector eléctrico. Assegurar o

abastecimento de energia a partir de fontes renováveis é uma condição essencial para a continuidade

do crescimento civilizacional e económico (IPCC, 2001). Neste sentido importa analisar a evolução

tecnológica das tecnologias renováveis, perspectivando o seu potencial e viabilidade económica a

médio e longo prazo.

Assim, o trabalho apresentado pretende caracterizar as várias tecnologias renováveis,

existentes e emergentes, prever os seus economics a médio e longo prazo e formular alternativas

para o posicionamento de uma utility nesta área de negócio, de modo a conseguir delinear a sua

estratégia de renováveis com maior segurança. Este estudo foi desenvolvido na Direcção de

Planeamento Energético da Energias de Portugal, S.A (EDP). Para a elaboração do trabalho foi feito

uma pesquisa e um levantamento de dados de forma intensiva em fontes relacionadas com a área de

energias renováveis e com a informação recolhida elaboraram-se diversas análises e reflexões. Foi

elaborado um modelo em Microsoft Office Excel de acordo com a metodologia de custos nivelados

das tecnologias estudadas para se poder fazer uma comparação de custos de geração entre elas

(IEA/NEA, 2005) (Alonso, 2007). A dissertação é composta por duas partes. A primeira – “Parte I –

Levantamento e Análise de Tecnologias Renováveis” – contém os seguintes capítulos:

1. Contextualização: pretende-se contextualizar a problemática da geração eléctrica actual e

explicar a importância para a utilização de energia a partir de fontes renováveis;

1

2. Descrição das tecnologias: faz-se um levantamento e caracterização das tecnologias

renováveis existentes, analisando o estado de maturidade das mesmas, identifica-se o

potencial de cada tecnologia no longo prazo, identificam-se os economics e fazem-se

previsões da capacidade instalada mundial de cada tecnologia;

3. Cálculo dos custos nivelados: desenvolvimento do modelo e resultados da aplicação do

mesmo para projecções dos custos das tecnologias a longo prazo;

4. Conclusões operacionais: analisam-se as curvas de experiência das tecnologias renováveis

(redução do custo versus a capacidade instalada), confrontando-as entre si e elaboram-se

análises específicas para tecnologias estrategicamente mais interessantes.

A segunda parte – “Parte II – Reflexões Estratégicas” – é constituída pelos seguintes capítulos:

5. Análise estratégica do fornecimento de turbinas: pretende-se analisar a situação do mercado

de turbinas eólicas e a evolução do preço das turbinas assim como analisar a estratégia de

fornecimento para diferentes tipos de empresas promotoras de energia;

6. Geração distribuída, ameaças e oportunidades: explica-se a ameaça que a geração

centralizada irá enfrentar face ao desenvolvimento da geração distribuída e exploram-se

oportunidades de negócio para uma empresa promotora de energia

Por fim, no capítulo 7, apresentam-se as conclusões do trabalho, descrevendo-se o que foi

conseguido com o trabalho desenvolvido , as vantagens e limitações do mesmo e recomendações

para futuro trabalho.

2

1. Contextualização A época que vivemos permite-nos usufruir de uma boa qualidade de vida, caracterizada por

um bem-estar e conforto inexcedíveis: um grande acesso à saúde, educação, formação, informação,

comunicação, cultura e a uma diversidade de bens e serviços, praticamente sem limites. O estilo de

vida descrito, mais ou menos luxuoso, é apenas acessível a alguns no mundo embora sirva de

objectivo à maior parte da humanidade. Neste contexto a energia assume uma relevância especial

devido à importância da sua posição central, na base dos modelos de desenvolvimento social e

económico. Satisfazer a procura de energia necessária ao desenvolvimento nos próximos cem anos é

provavelmente o desafio mais importante e difícil com que somos confrontados neste início do século

XXI.

Antes da revolução industrial podíamos dispor da energia mecânica ou cinética produzida

pelos músculos do nosso corpo e de animais, da energia térmica produzida na queima da biomassa,

da energia cinética da água, aproveitada com noras, e da energia cinética do vento aproveitada pelos

barcos à vela e moinhos de vento. Com a invenção dos motores que transformam a energia química

acumulada nos combustíveis fósseis em energia mecânica, tudo se transformou e o consumo de

energia per capita aumentou de forma colossal, sobretudo nos países industrializados.

Importa precisar que a energia existe sobre várias formas: potencial gravítica que por

exemplo, se transforma em energia cinética quando deixamos cair um grave; térmica ou calor;

radiativa, por exemplo, a radiação solar ou radiação electromagnética proveniente do Sol; eléctrica, a

que corresponde a uma corrente eléctrica, ou seja, ao deslocamento de partículas com carga

eléctrica, os electrões; química, por exemplo, a energia contida em algumas moléculas que

constituem os seres vivos, como a glucose produzida na fotossíntese e nuclear, uma forma de

energia potencial contida nos núcleos dos átomos. Estas várias formas de energia podem converter-

se umas nas outras, por meios de conversores de energia, mas o processo de conversão nunca é

inteiramente eficiente, porque uma parte, maior ou menor, não é recuperável.

A principal questão na problemática da energia é assegurar que os utilizadores têm na hora e

local onde se encontram a energia necessária e sob a forma adequada. Para tal é preciso dispor de

fontes primárias de energia, suficientes e diversificadas, e ainda de um sistema eficiente e

economicamente viável de conversão da energia dessas fontes em formas de energia acessíveis aos

consumidores, com uma repartição determinada em parte pela procura. Os investimentos realizados

nos sistemas de conversão e abastecimento são verdadeiramente gigantescos, pelo que as

alterações relativas das várias fontes de energias primárias envolvem necessariamente custos muito

elevados.

Por volta de 1890, a quantidade global de energia produzida a partir dos combustíveis fósseis

– carvão e petróleo – tornou-se superior à proveniente da biomassa (McNeill, 2000). Na mesma

época começou a electrificação em larga escala das cidades e das regiões rurais, que continua ainda

a alastrar através do globo, providenciando luz, calor e frio e muitos outros serviços. A utilização

global de energia cresceu num factor de aproximadamente cinco no século XIX e acelerou para um

factor de dezasseis no século XX (McNeill 2000). É um efeito grandioso do engenho humano, que

3

melhorou decisivamente a qualidade de vida, especialmente no que respeita ao conforto doméstico,

revolucionou os estilos de vida, criou novos padrões de comportamento e de consumo e as condições

que possibilitaram o enorme crescimento da população e da economia nos últimos dois séculos.

Porém, nem todas as consequências da fortíssima intensificação energética são positivas. A maior

parte do consumo mundial de energia é baseado nos combustíveis fósseis, designadamente petróleo,

carvão e gás natural, este último utilizado sobretudo a partir de 1950. No ano de 2003 as fontes

primárias de energia à escala global tinham a seguinte repartição: 80% combustíveis fósseis (34,4%

petróleo, 24,4% carvão e 21,2% gás natural); 6,5% nuclear; 2,2% hidroeléctrica; 10,8% biomassa e

resíduos renováveis e 0,5 % outras energias renováveis – geotérmica, solar, eólica, marés, ondas

(IEA, 2004a). Considerando o potencial de energia renovável existente como sendo a energia

teoricamente disponível para fins eléctricos, como por exemplo, em termos de energia solar, a

radiação solar recebida pela superfície da Terra, temos os valores por fonte de energia renovável

apresentados na figura 1.1.

Figura 1.1: Potencial de energia por fonte renovável [103 TWh/ano] Fonte: UNDP, 2001; IEA, 2007a

Uma vez que o homem apenas consegue aproveitar parte da energia devido à ineficiência dos

processos de conversão em energia eléctrica e, considerando ainda a utilização do terreno disponível

para a exploração energética, o potencial técnico das fontes renováveis reduz-se e são aqueles

apresentados na figura 1.2.

4

Figura 1.2: Potencial técnico de energia por fonte renovável [103 TWh/ano] Fonte: UNDP, 2001; IEA, 2007a

Se se tomar como base os valores do ano de 2005, constata-se que o potencial técnico de

renováveis excede as necessidades humanas em energia eléctrica para o ano em análise como se

pode analisar na figura 1.3.

Se se tomar como base os valores do ano de 2005, constata-se que o potencial técnico de

renováveis excede as necessidades humanas em energia eléctrica para o ano em análise como se

pode analisar na figura 1.3.

130

17

Primary ElectricityElectricidadeEnergia Primária

Figura 1.3: Energia primária e electricidade mundial consumida em 2005 [103 TWh/ano] Fonte: UNDP, 2001; IEA, 2007a

Embora os recursos existam e sejam suficientes, a geração de electricidade a partir de fontes

renováveis não é competitiva face à que utiliza combustíveis fósseis, dado a diferença de custos. No

entanto, existem diversas forças que têm acelerado a necessidade de se desenvolverem alternativas

aos combustíveis fósseis na geração de energia eléctrica, tendo de se apostar em fontes de energia

renovável. A figura 1.4, esquematiza algumas destes factores.

Embora os recursos existam e sejam suficientes, a geração de electricidade a partir de fontes

renováveis não é competitiva face à que utiliza combustíveis fósseis, dado a diferença de custos. No

entanto, existem diversas forças que têm acelerado a necessidade de se desenvolverem alternativas

aos combustíveis fósseis na geração de energia eléctrica, tendo de se apostar em fontes de energia

renovável. A figura 1.4, esquematiza algumas destes factores.

5

Ameaça Factos

• O crescimento de zonas urbanísticas, da industrialização e o crescimento económico levará a um aumento da procura de energia

• A população global em zonas urbanas irá crescer de 49% em ’07 para 60% em ’30

Procura Global de Electricidade • O consumo de electricidade irá praticamente

duplicar de 15.014 TWh em ’05 para 29.738 TWh em ‘30

• A exploração dos combustíveis fósseis na geração de eléctrica tem vindo a revelar-se extremamente cara

• O preço do barril de petróleo aumentou 297% desde Jan. ‘00 até Jul. ’08 em que atingiu os $147

Custo dos

Combustíveis Fósseis

• O preço do gás natural aumentou 65% desde Jan. ‘00 até Out. ’07 em que atingiu os $36

• Conflitos políticos entre os países fornecedores de combustíveis e os que consomem, tem levado a que haja um grande risco de fornecimento

• 16 das 24 maiores companhias de petróleo pertencem ou são controladas por Estados

Os factores apresentados têm levado a que a capacidade instalada de energia renovável tenha

crescido substancialmente. Como se pode verificar na figura 1.5, a maioria da capacidade de energia

renovável é hídrica contudo, na Europa, Japão, Austrália, Nova Zelândia e na Coreia (OCDE Pacífica)

o crescimento das renováveis tem sido baseado noutras tecnologias (ver figura 1.6). Em 2004 cerca

de 16% da produção global de electricidade provinha de aproveitamentos hídricos. Em alguns países

esta percentagem era muito superior, como na Noruega onde atingia 98,8%, Brasil 82,8%, Canadá

57,0% e Suécia 39,6% (IEA 2006b). Porém nos países desenvolvidos a capacidade de

aproveitamentos hidroeléctricos está próximo de se esgotar, o que resulta numa aposta em outro tipo

de tecnologias. Não é obviamente possível aumentar indefinidamente a capacidade de produção

hídrica. Projecções da International Energy Association (IEA) indicam que a produção hídrica está

muito longe de poder ser a solução para substituir os combustíveis fósseis, embora a sua

contribuição para a produção de electricidade seja importante.

• Muitos destes países são hostis

para os maiores países geradores de energia eléctrica

Segurança de Fornecimento

• Aumento da consciencialização do impacto do CO2 nas alterações climáticas

• As concentrações de CO2 aumentaram mais do que 1/3 desde a época pré-industrial

• A temperatura média global aumentou 0,6°C durante o último século (2,2°C em certas regiões)

Alterações Climáticas

• Grandes investimentos em tecnologias renováveis levaram a uma redução de custos

• Espera-se que o custo da geração eléctrica a partir de fontes renováveis venha a descer ~30% até 2020

Desenvolvimento

Tecnológico • O aumento do custo das emissões de CO2 aceleraram a competitividade de tecnologias limpas

Figura 1.4: Factores que têm alavancado o desenvolvimento das tecnologias limpas Fonte: IEA, 2007a; Morgan Stanley, 2007a

6

777

232

1.009

Geraçãorenováveladicional

Hídrica OutrasRenováveis

Figura 1.5: Repartição da geração renovável adicional entre 1990 e 2005 [TWh] Fonte: IEA, 2007a; Morgan Stanley, 2007a

89% 92% 95% 91%

9%5%8%11

América dNorte

África AméricaLatina

ÁsiaDesenvolvid

34% 36%

66% 64%

%

o Europa OCDEPacifica a

Hídrica Outras Renováveis

Figura 1.6: Repartição, por geografia, da geração renovável adicional entre 1990 e 2005 [TWh] Fonte: IEA, 2007a; Morgan Stanley, 2007a

Como foi mencionado anteriormente, as energias renováveis modernas, isto é, geotérmica,

solar, eólica, marés e ondas, representavam 0,5% das fontes primárias em 2003. Este número revela

bem a enorme extensão de caminho que será necessário percorrer para que as energias renováveis

modernas assegurem uma parte significativa da oferta global de energia. Em 2003 a taxa anual de

crescimento das energias renováveis modernas foi muito superior à do conjunto de todas as energias

renováveis e à totalidade das fontes primárias de energia. As taxas tiveram os valores de 8,2%, 2,3%

e 2,1%, respectivamente (IEA, 2004a). O crescimento da capacidade das energias renováveis

modernas foi possível devido à enorme investigação e desenvolvimento que se tem efectuado às

tecnologias e ao crescente investimento privado, como se pode verificar na figura 1.7. Embora se

constate uma diminuição de investimento em I&D prevê-se que vá aumentar nos próximos anos. As

eleições presidenciais americanas são uma prova disso mesmo pois, durante a presidência de

Clinton foram gastos $50bn em 8 anos em I&D nesta área e o candidato Obama anunciou que se

iriam gastar, nos Estado Unidos, $150 bn nos próximos 10 anos.

7

I&D Público na área da energia I&D Privado na área da energia

Figura 1.7: Evolução do investimento em I&D nos últimos anos Fonte: Morgan Stanley, 2007c

Nos últimos anos verificou-se uma grande evolução tecnológica na área das energias renováveis,

tendo certas tecnologias atingido um estado de maturação e tendo-se muitas delas tornado

comercializáveis. Por outro lado, com a continuação de I&D nesta área, é de prever que, as

tecnologias que hoje já se encontram em estado de maturação se tornem cada vez mais competitivas

e que aquelas que estão a surgir se tornem comercializáveis. A figura 1.8 esquematiza diferentes

tecnologias de energias renováveis (que se irão descrever e analisar de forma exaustiva no capítulo

2) posicionando-as em relação ao seu estado tecnológico actual. Como exemplo, a figura 1.9 mostra

a evolução nos últimos 18 anos de algumas variáveis das tecnologias eólica onshore e da solar

fotovoltaica (note-se as melhorias que se verificaram e, em particular no CAPEX1).

Figura 1.8: Posicionamento das várias tecnologias consoante o seu estado tecnológico

1 Sigla derivada da expressão Capital Expenditure, custo de investimento por unidade de potência [€/kW].

8

+1.330%

+300%

-69%

% Mudança

Avanço Tecnológico

2-3

120

1.100

0,05-0,3

30

1.600

• Potência da Turbina (MW) • Diâmetro do Rotor (m) • CAPEX (€2008/kW instalado)

Variáveis 1990 Hoje

• Área (m2/kW) • Eficiência (%) • CAPEX (€2008/kW instalado)

9-10

10-12%

11.800

6

16-17%1

5.350

-63%

+50%

-45%

Solar PV

Eólica Onshore

Figura 1.9: Melhorias de aspectos tecnológicos das tecnologias eólica onshore e solar PV Fonte: IEA, 2006a; GED, 2007; EPIA, 2007 1. Tecnologia Thin-Film mono cristalino

O uso intensivo de energia proporcionado pela utilização maciça dos combustíveis fósseis

sustentou a revolução industrial e permitiu-nos chegar à actual civilização nos países industrializados.

Todavia, os combustíveis fósseis têm o problema de, entre outros factores, provocar emissões de

CO2 e não serem recursos renováveis. Torna-se assim muito importante desenvolver energias

renováveis modernas, embora a sua pequena quota de partida nas fontes primárias de energia não

permita substituir os combustíveis fósseis a curto e médio prazo. O fim da hegemonia do carvão,

petróleo e gás natural é inevitável. Estamos a entrar numa fase de transição difícil que exige grandes

investimentos em investigação científica e desenvolvimento tecnológico no sector da energia.

Assegurar o abastecimento de energia é uma condição essencial para a continuidade do crescimento

civilizacional e económico. Neste sentido, importa analisar a evolução tecnológica destas tecnologias,

perspectivando o seu potencial e viabilidade económica a longo prazo.

9

2. Descrição das tecnologias

As fontes de energia renováveis são hídrica, eólica, solar, biológica, oceânica e geotérmica.

Para se conseguir gerar energia eléctrica a partir destas fontes foram, e estão a ser, desenvolvidas

diferentes tecnologias. A figura 2.1 esquematiza as tecnologias utilizadas para a produção de

electricidade a partir de fontes renováveis.

Figura 2.1: Tecnologias utilizadas para a geração de energia eléctrica por fonte renovável

2.1 Metodologia utilizada

Para além de uma simples descrição do funcionamento das tecnologias, é necessário

identificar o potencial geográfico de cada tipo de energia renovável, fazer previsões da capacidade

instalada (2008 a 2030) e identificar os economics (para o ano de 2008) das tecnologias enumeradas

na figura 2.1. Os economics de uma tecnologia são: percentagem de aprendizagem por duplicação

de capacidade instalada2, CAPEX, OPEX3, FOM, VOM (componente fixa e variável do OPEX), horas

de funcionamento durante o ano, vida útil, WACC4, período de construção e capacidade típica. No

caso particular da biomassa e do biogás, é necessário acrescentar o preço do combustível, a

2 Percentagem de redução nos custos devido ao efeito de aprendizagem tecnológico consoante a capacidade instalada da tecnologia. 3 Sigla derivada da expressão Operational Expenditure, custos associados à operação e manutenção por energia produzida [€/MWh] 4 Weighted Average Cost of Capital é uma medida de custo de oportunidade do capital e é a taxa de retorno esperado num determinado investimento.

10

capacidade calorífica inferior do combustível (PCI), a eficiência relativamente ao PCI e o consumo

auxiliar da central.

Foi feito um levantamento do potencial que se espera vir a ter em 2020 para cada tipo de

energia para alguns países da Europa, assim como as horas de funcionamento. Estes valores estão

esquematizados nos anexos 1 e 2, da página II-1, respectivamente.

Para se elaborar a curva de previsão da capacidade instalada de uma tecnologia, recolheram-

se valores indicados por várias fontes. As fontes identificadas não especificam previsões por

tecnologia mas sim por tipo de energia, por exemplo, indicam valores previsionais para a energia

solar e não especificam valores para solar foto voltaico ou termoeléctrico. Assim, as curvas de

previsão de capacidade instalada, para os tipos de tecnologia, foram construídas a partir da curva de

previsão do respectivo tipo de energia. Uma vez que as fontes bibliográficas indicavam valores

discretos, isto é, forneciam valores apenas para alguns anos entre 2008 e 2030, foi necessário

recorrer a um critério que, com a informação recolhida, permitisse traçar uma curva de previsão. Não

havendo uma metodologia (modelo matemático) para se traçar as curvas de previsão nestas

condições, optou-se por fazer a média simples das capacidades instaladas dos anos em que as

fontes disponibilizam informação e traçou-se a curva com maior coeficiente de determinação ajustado

(R2) em relação às médias. Note-se que não é difícil fazer a previsão recorrendo a dados históricos

porque as tecnologias renováveis são recentes e não há dados históricos significativos das

capacidades instaladas, havendo ainda o caso de algumas tecnologias que inclusivamente ainda não

apresentam capacidade instalada.

Quanto aos economics, com a excepção do WACC em que foram utilizados valores

fornecidos pela EDP, recolheram-se valores em diferentes fontes e fez-se a média simples desses

valores para a escolha do valor utilizado no Renewables Outlook 2007 (RO 2007). Ao longo do

capítulo serão, para alguns economics, ilustrados gráficos com os valores identificados nas fontes e

aquele que foi escolhido. Na figura 2.79 estão representadas as fontes que foram consultadas e

pode-se identificar a respectiva abreviatura que é utilizada nos gráficos.

Cada tecnologia irá também ser descrita segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos. O que se pretende analisar em cada um dos factores está representado na figura 2.2.

Figura 2.2: Explicação dos factores económicos, tecnológicos e políticos

11

2.2 Energia hídrica

Conceito genérico

Existem dois tipos de barragens: albufeiras e fios de água. No caso das albufeiras, a água da

chuva ou dos rios é armazenada em reservatórios ou encaminhada para estes através de canais,

havendo uma capacidade de armazenamento que permite fazer maior gestão das horas de

funcionamento da barragem. No caso dos fios de água, não existe capacidade de armazenamento de

água. Uma vez activada a barragem, a água é forçada a passar por uma turbina onde a sua energia

potencial é convertida em energia cinética. Assim, a água activa a turbina e o gerador, que está

ligado a esta, converte a energia cinética em energia eléctrica (ver figura 2.3).

Figura 2.3: Esquema de funcionamento de uma central hidroeléctrica (albufeira) 2.2.1 Hídrica convencional

São centrais de grande potência podendo alcançar as centenas de MW. Em termos de

análise para este estudo, esta tecnologia não foi explorada uma vez que nos países desenvolvidos a

capacidade de aproveitamentos hidroeléctricos está próximo de se esgotar, o que resulta numa

aposta em outro tipo de tecnologias ou em hídricas de menor capacidade – mini hídricas. Não é

obviamente possível aumentar indefinidamente a capacidade de produção hídrica. Projecções da IEA

indicam que a produção hídrica está muito longe de poder ser a solução para substituir os

combustíveis fósseis, embora a sua contribuição para a produção de electricidade seja importante. O

anexo 3 caracteriza a tecnologia de hídrica convencional segundo factores económicos, tecnológicos

e políticos.

12

2.2.2 Mini hídrica

São centrais hídricas caracterizadas por terem uma potência muito baixa, tipicamente de 5 a

10 MW. Embora os recursos hídricos sejam cada vez mais escassos, a tecnologia mini hídrica foi

considerada neste estudo pois, devido ao facto de serem barragens pequenas, ainda existe algum

potencial que poderá ser explorado para gerar energia eléctrica a partir desta tecnologia.

Para se determinar a previsão de capacidade instalada de mini hídrica assumiu-se que esta

seria 5% da capacidade total de hídrica em 2008 e 15% em 2030 e a sua evolução percentual seria

linear entre estes períodos. A capacidade de hídrica total e a de mini hídrica estão representadas na

figura 2.4. Para a previsão da capacidade total foi utilizada a metodologia explicada no início do

capítulo.

y = -0,2344x2 + 24,888x + 752,46R2 = 0,8525

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 [Ano]

[MW

]

World Energy Outlook 2007


EREC - Energy Revolution - ASustainable world energy outlook - 2007EREC - Energy Revolution - ASustainable world energy outlook - 2007EREC - Future Investment - 2007

MÉDIA

Mini-Hídrica RO 07

Hídrica RO 07

Figura 2.4: Gráfico da previsão da capacidade instalada de hídrica convencional e de mini hídrica

A tecnologia mini hídrica tem uma redução de custos de 5% cada vez que a sua capacidade

duplica. A figura 2.5 justifica a escolha do valor.

5% 5% 5%

IEAa'06

Vatt'07

RO2007

Figura 2.5: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de mini hídrica

13

Para esta tecnologia o CAPEX é de 2410 €/kW instalado como se constata na figura 2.6.

1.554

5.3216.404

2.797

1.244 1.350 1.527 2.006 1.524 1.588 1.1992.410

BPI '06 EU '06 IDAE '07 IEA '06 NEA/IEA

'05 PER '05 WEC '04 RO 2007

Figura 2.6: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para mini hídrica

O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 13 €/MWh tendo sido assumida a partição

entre custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) em 80 e 20%. Os valores de OPEX obtidos em fontes e

aquele que foi considerado estão representados na figura 2.7.

Figura 2.7: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para mini hídrica

A percentagem anual de funcionamento de uma mini hídrica é de 37%, o que significa que

trabalha 3242 horas durante o ano (um ano típico tem 8760 horas). O período de vida útil, de uma

barragem deste tipo é de ~35 anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do

período de vida útil estão representadas nas figuras 2.8 e 2.9.

Figura 2.8: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais para mini hídrica

14

Figura 2.9: Escolha do período de vida típico de uma estação mini hídrica

O WACC utilizado foi de 7,33%, o período de construção e a capacidade típica da central são

de 2 anos e ~5 MW respectivamente.

O anexo 4 caracteriza a tecnologia mini hídrica segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

2.3 Energia eólica

Conceito genérico

A geração de energia eléctrica é feita através do aproveitamento da energia eólica usando

geradores eólicos (aerogeradores). O vento faz movimentar as hélices que ganham energia cinética.

Esta energia é transformada em energia eléctrica através dos aerogeradores.

2.3.1 Onshore

Esta vertente tecnológica consiste na exploração da energia eólica em terra. Na figura 2.10

pode-se observar a fotografia de um aerogerador de eólica onshore.

Figura 2.10: Fotografia de uma unidade eólica onshore

15

A capacidade instalada de eólica onshore será 98% da capacidade da eólica total em 2008,

66% em 2020 e 50% em 2030 (EWEA, 2007). Para a previsão da capacidade de eólica total foi

utilizada a metodologia explicada no início do capítulo. Para se determinar a capacidade instalada de

eólica onshore assumiu-se que esta evoluía linearmente entre 98% e 66% (2008 a 2020) e entre 66%

e 50% (2020 a 2030) da capacidade eólica total. A diminuição do crescimento da capacidade

instalada deve-se ao facto da eólica offshore estar a surgir e, como tal, começar a ganhar maior peso

na capacidade total de energia eólica. A curva de previsão da capacidade instalada de eólica total

encontra-se representada na figura 2.11 e a de eólica onshora está representada na figura 2.12.

Figura 2.11: Curva de previsão de capacidade instalada de eólica total

Figura 2.12: Curva de previsão de capacidade instalada de eólica onshore

16

A tecnologia eólica onshore tem uma redução de custos de 8% cada vez que a sua

capacidade duplica. A figura 2.13 justifica a escolha do valor.

Figura 2.13: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de eólica onshore

Para esta tecnologia o CAPEX é de 1116 €/kW instalado como se constata na figura 2.14.

Figura 2.14: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para eólica onshore

O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 22 €/MWh sendo a partição assumida entre

custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) de 80 e 20%. Os valores de OPEX obtidos nas respectivas

fontes e aquele que foi considerado estão representados na figura 2.15.

Figura 2.15: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para eólica onshore

A percentagem anual de funcionamento de uma eólica onshore é de 25%, o que significa que

trabalha 2190 horas durante o ano. O período de vida útil dos parques eólicos deste tipo é de ~20

17

anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão

representadas nas figuras 2.16 e 2.17.

Figura 2.16: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais para eólica onshore

Figura 2.17: Escolha do período de vida típico de um parque eólico onshore

O WACC utilizado foi de 6,87%, a capacidade típica de uma unidade de eólica onshore é de

2/3 MW e o período de construção de um parque é ~1 ano.

O anexo 5 caracteriza a tecnologia eólica onshore segundo factores económicos,

tecnológicos e políticos.

2.3.2 Offshore

Os parques eólicos offshore aproveitam a energia eólica em zonas próximas da costa (ver

figura 2.18), estando colocados no mar, geralmente a uma distância superior a 1 km da costa.

Figura 2.18: Fotografia de uma unidade eólica offshore

18

Neste momento a tecnologia eólica offshore tem características de suporte no fundo do mar

que não permitem a fixação de aerogeradores em zonas de grande profundidade. Uma vez que este

factor faz com que haja menos locais disponíveis para a instalação de parques offshore, diferentes

tipos de fixação estão a ser estudados e desenvolvidos. A figura 2.19 esquematiza os tipos de

sustentação que estão a ser utilizados e desenvolvidos, consoante a profundidade da água do mar.

Figura 2.19: Técnicas utilizadas ou em estudo para a fixação de aerogeradores offshore consoante a profundidade

A capacidade instalada de eólica offshore é em 2008 de 2% da capacidade de eólica total e

prevê-se que será de 50% em 2030 (EWEA, 2007). Seguindo a mesma lógica que foi utilizada para a

previsão da capacidade de eólica onshore, traçou-se na Figura 2.20 a curva de capacidade instalada

prevista para a eólica offshore.

19

Figura 2.20: Curva de previsão de capacidade instalada de eólica offshore

A tecnologia eólica offshore tem uma redução de custos de 9% cada vez que a sua


Figura 2.21: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de eólica offshore

O CAPEX para a eólica onshore é de 1913 €/kW instalado como se constata na figura 2.22.

Figura 2.22: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para eólica offshore

20

O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 39 €/MWh sendo a partição entre custos

fixos (FOM) e variáveis (VOM) de 82 e 18% (Vattenfall – Global Mapping of Greenhouse Gas

Abatement Opportunities up to 2020). Os valores de OPEX obtidos nas respectivas fontes e aquele

que foi considerado estão representados na figura 2.23.

Figura 2.23: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para eólica offshore

A percentagem de funcionamento anual de uma eólica offshore é de 34%, o que significa que

trabalha 2979 horas durante o ano. O período de vida útil dos parques eólicos deste tipo é de ~20



Figura 2.24: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de eólica offshore

Figura 2.25: Escolha do período de vida típico de um parque de eólica offshore

O WACC utilizado foi de 6,87%, a capacidade típica de uma unidade de eólica offshore é de 5

MW e o período de construção de um parque é de ~2 anos.

21

O anexo 6 caracteriza a tecnologia eólica offshore segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

2.4 Energia solar

Conceito genérico

Gerar energia eléctrica aproveitando energia solar pode ser efectuado através de duas

variantes tecnológicas: fotovoltaica (PV) ou termoeléctrica. O que difere nestas tecnologias é a forma

como utilizam o sol para gerar electricidade pois, no caso da PV o sol excita partículas para gerar a

electricidade e na geração termoeléctrica o sol é utilizado para aquecer um fluido que é por sua vez

utilizado para a geração de electricidade (ver figura 2.26).

Figura 2.26: Esquema do funcionamento foto voltaico e imagem de uma central termoeléctrica 2.4.1 Fotovoltaico (PV)

A geração fotovoltaica é efectuada a partir de células compostas por duas camadas de

semicondutores, uma com carga positiva e outra com carga negativa. Quando a luz incide nas células

gera-se um campo eléctrico na junta dos semicondutores, provocando a movimentação das partículas

no sentido de carga contrária à sua, gerando electricidade. Os sistemas fotovoltaicos não necessitam

de incidência solar directa para trabalharem, podendo gerar electricidade em dias nublados. Existem

diferentes tipos de módulos fotovoltaicos mas os mais utilizados são os módulos crystalline silicon,

embora os outros tipos sejam bastante promissores no futuro, em particular o thin film. A figura 2.27

resume as diferenças entre cada tipo de módulos dando, inclusive, vantagens e desvantagens de

cada um, assim como projectos onde estão a ser utilizados. Embora haja diferentes formas de

exploração fotovoltaica, neste estudo as análises são feitas para o PV em geral, sem se entrar no

detalhe do tipo de módulo.

22

Figura 2.27: Caracterização dos tipos de módulos utilizados em foto voltaico

A capacidade instalada de PV será cerca de 89% da capacidade solar total (EREC, 2007).

Para a previsão da capacidade instalada total de solar (figura 2.28) foi utilizada a metodologia

explicada no início do capítulo. Tendo-se a previsão da capacidade de solar consegue-se então traçar

a curva de capacidade instalada de PV de 2008 a 2030 como se representa na Figura 2.29.

y = 3,8453e0,1286x

R2 = 0,9936

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030 [Ano]

[MW

]



MÉDIA

Solar RO 07

Figura 2.28: Curva de previsão de capacidade instalada de solar total

23

0

20

40

60

80

100

120

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030 [Ano]

[MW

]

Solar RO 07

PV RO 07

Figura 2.29: Curva de previsão de capacidade instalada de solar foto voltaico

A tecnologia PV tem uma redução de custos de 18% cada vez que a sua capacidade duplica.

A figura 2.30 justifica a escolha do valor.

Figura 2.30: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de solar PV

O CAPEX para a tecnologia PV é de 5.337 €/kW instalado, como se constata na figura 2.31.

Figura 2.31: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para solar PV

24

O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 43 €/MWh sendo assumida a partição entre

custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) em 75% e 25%. Os valores de OPEX obtidos nas respectivas


Figura 2.32: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para solar PV

A percentagem anual de funcionamento de solar PV é de 16%, o que significa que trabalha

1402 horas durante o ano. O período de vida útil dos parques solares deste tipo, é de ~25 anos. As

escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão representadas nas

figuras 2.33 e 2.34.

Figura 2.33: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de solar PV

Figura 2.34: Escolha do período de vida típico de uma estação de solar PV

O WACC utilizado foi de 7,80%. O período de construção de um parque PV e a capacidade

típica de um módulo de PV são de ~1 anos e 0,005 MW respectivamente.

O anexo 7 caracteriza a tecnologia solar PV segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

25

2.4.2 Termoeléctrico

A energia eléctrica produzida a partir do processo termoeléctrico gera-se através de um

processo muito semelhante às instalações energéticas convencionais. A diferença é que o vapor

super aquecido ou gás que passa nas turbinas não é obtido pela queima de combustíveis mas sim,

através de aquecimento de um fluido. Gigantescos espelhos concentram os raios solares para uma

única linha ou ponto. O calor assim produzido é usado para gerar vapor. Este vapor super aquecido e

pressurizado é usado para accionar turbinas que estão ligadas a um gerador.

Diferentes sistemas podem ser usados mas para o presente estudo fizeram-se análises da

tecnologia termoeléctrica em geral. As cinco formas de exploração termoeléctricas são: parabolic

trough, solar tower, parabolic dish., lente Fresnel e solar chimney. A única que está em estado

comercial é o canal parabólico, embora se comece a apostar nas torres solares e nos discos

parabólicos. A figura 2.35 aponta as principais diferenças entre cada uma destas três últimas

tecnologias.

Figura 2.35: Caracterização dos tipos de tecnologias termoeléctricas

A capacidade instalada de termoeléctrico será cerca de 11% da capacidade solar total

(EREC,2007) entre 2008 e 2030. Tendo-se a previsão da capacidade de solar, consegue-se traçar a

curva de capacidade instalada de termoeléctrico de 2008 a 2030, que se representa na Figura 2.36.

26

0

20

40

60

80

100

120

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030 [Ano]

[MW

]

Solar RO 07

PV RO 07

Termoeléctrico RO 07

Figura 2.36: Curva de previsão de capacidade instalada de termoeléctrico

A tecnologia termoeléctrica tem uma redução de custos de 9% cada vez que a sua


A tecnologia termoeléctrica tem uma redução de custos de 9% cada vez que a sua


F igura 2.37 Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de solar termoeléctrico

O CAPEX para o solar termoeléctrico é de 3.447 €/kW instalado, como se constata na figura

2.38.

O CAPEX para o solar termoeléctrico é de 3.447 €/kW instalado, como se constata na figura

2.38.

Figura 2.38: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para solar termoeléctrico

27

O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 69 €/MWh sendo assumida a partição entre

custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) em 75% e 25%. Os valores de OPEX obtidos nas respectivas


Figura 2.39: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para solar termoeléctrico

A percentagem anual de funcionamento de solar termoeléctrico é de 21%, o que significa que

trabalha 1840 horas durante o ano. O período de vida útil dos parques termoeléctricos é de ~25 anos.

As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão representadas

nas figuras 2.40 e 2.41.

Figura 2.40: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de solar termoeléctrico

Figura 2.41: Escolha do período de vida típico de uma central de solar termoeléctrico

O WACC utilizado foi de 7,80%, a capacidade típica de uma central solar termoeléctrica é de

75 MW e o período de construção é de ~2 anos.

O anexo 8 caracteriza a tecnologia solar termoeléctrico segundo factores económicos,

tecnológicos e políticos.

28

2.5 Biológica

Conceito genérico A geração de energia eléctrica é feita utilizando diversos tipos de resíduos. A produção de

energia eléctrica pode ser efectuada através da combustão dos resíduos (biomassa) ou por

aproveitamento de gases libertados de diferentes tipos de resíduos (biogás).

2.5.1 Biomassa

Os resíduos sólidos são queimados numa caldeira para produzir vapor super pressurizado,

ver Figura 2.42. Esse vapor é encaminhado para uma turbina. As hélices da turbina movimentam-se

e, uma vez que existe um gerador ligado à turbina, produz-se electricidade. Existem dois tipos de

combustão: co-firing e combustão dedicada. A diferença entre os dois tipos de combustão reside no

material que é queimado. No caso do co-firing, queimam-se resíduos sólidos misturados com carvão

e no caso da combustão dedicada, tal como o nome indica, queimam-se apenas resíduos sólidos. A

combustão dedicada tem de ser efectuada em centrais dedicadas e o co-firing pode ser efectuado em

centrais de carvão adaptadas. Daqui para a frente, o termo biomassa diz respeito apenas à

combustão dedicada pois o co-firing não é uma tecnologia 100% renovável. Note-se ainda que

quando se considerar a capacidade instalada de energia biológica total já se está a excluir o co-firing.

Figura 2.42: Caldeira onde se produz vapor super pressurizado a partir da biomassa

A capacidade instalada de biomassa será cerca de 97,5% da capacidade de energia biológica

(Vattenfall, 2007) entre 2008 e 2030. Tendo-se a previsão da capacidade de energia biológica

consegue-se então traçar a curva de capacidade instalada de biomassa de 2008 a 2030, como se

representa nas Figuras 2.43 e 2.44.

29

y = 0,0339x2 + 2,7071x + 31,178R2 = 0,9993

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2003

2006

2009

2012

2015

2018

2021

2024

2027

2030

[Ano]

[MW

]EREC - Energy Revolution - ASustainable world energyoutlook - 2007EREC - Energy Revolution - ASustainable world energyoutlook - 2007World Energy Outlook 2006


MÉDIA

Biológica RO 07

Figura 2.43: Curva de previsão de capacidade instalada de biológica

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 [Ano]

[MW

]

Biológica RO 07Biomassa RO 07

Figura 2.44: Curva de previsão de capacidade instalada de biomassa

A tecnologia de biomassa tem uma redução de custos de 7% cada vez que a sua capacidade


30

Figura 2.45: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de biomassa

O CAPEX para centrais de biomassa é de 2.097 €/kW instalado, como se constata na figura

2.46.

Figura 2.46: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para biomassa

O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 15 €/MWh sendo assumida uma partição

entre custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) de 80% e 20%. Os valores de OPEX obtidos nas

respectivas fontes e aquele que foi considerado estão representados na figura 2.47.

Figura 2.47: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para biomassa

A percentagem anual de funcionamento de centrais de biomassa é de 74%, o que significa

que uma central trabalha 6483 horas durante o ano. O período de vida útil das centrais de biomassa é

de ~25 anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão


31

Figura 2.48: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de biomassa

Figura 2.49: Escolha do período de vida típico de uma central de biomassa

O WACC utilizado foi de 7,80%, a capacidade típica de uma central de biomassa é de 35 MW

e o período de construção é de ~2 anos. No caso da biomassa é importante ainda referir que o preço

do combustível é de 55€/ton, o PCI é de 3,276 kcal/kg, a eficiência relativamente ao PCI é de 30% e

o consumo auxiliar da central é de 7% da potência nominal.

O anexo 9 caracteriza a tecnologia de biomassa segundo factores económicos, tecnológicos

e políticos.

2.5.2 Biogás

Através de processos biológicos os resíduos orgânicos podem ser convertidos parcialmente

em gás, na sua maioria metano. Esse biogás pode ser usado para gerar electricidade por meios de

variation engines com capacidade até 10 MW. Habitualmente a fermentação orgânica é feita em

aterros e/ou em reactores de decomposição bacteriana. Os resíduos utilizados na fermentação

podem ser subprodutos de quintas, excrementos de animais (principalmente de porcos), resíduos

industriais bio degradáveis e borra de esgotos provenientes do saneamento urbano. Na figura 2.50 representa-se o ciclo de vida dos resíduos utilizados.

32

Figura 2.50: Ciclo de vida dos resíduos utilizados na produção de electricidade a partir de biogás

A capacidade instalada de biogás será cerca de 2,5% da capacidade de energia biológica

(Vattenfall, 2007) entre 2008 e 2030, como se representa na figura 2.51.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030 [Ano]

[MW

]

Biológica RO 07

Biomassa RO 07

Biogás

Figura 2.51: Curva de previsão de capacidade instalada de biogás

A tecnologia de biogás tem uma redução de custos de 8% cada vez que a sua capacidade


Figura 2.52: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de biogás

33

Em termos de CAPEX, para centrais de biogás, este é de 2.272 €/kW instalado, como se

constata na figura 2.53.

Figura 2.53: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para biogás




Figura 2.54: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para biogás

A percentagem anual de funcionamento de centrais de biogás é de 67%, o que significa que

uma central trabalha 5870 horas durante o ano. O período de vida útil das centrais de biogás é de

~25 anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão


Figura 2.55: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de biogás

34

Figura 2.56: Escolha do período de vida típico de uma central de biogás

O WACC utilizado foi de 7,80%, a capacidade típica de uma central de biogás é de 10 MW e

o período de construção é de ~2 anos. É importante ainda referir que o preço do combustível é de

3€/ton, o PCI é de 3.276 kcal/kg, a eficiência relativamente ao PCI é de 28% e o consumo auxiliar da

central é de 7% da potência nominal.

O anexo 10 caracteriza a tecnologia de biogás segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

2.6 Energia marítima Energia que pode ser obtida através da exploração de certas características físicas ou

químicas dos oceanos e marés ou a partir da sua interacção com outros elementos do planeta (p.ex.

o vento) ou do sistema solar (p.ex. Sol e Lua).

Existem cinco variantes tecnológicas para a exploração deste tipo de energia. Todas estas

tecnologias são muito recentes e ainda não há capacidade instalada para nenhuma delas, caso não

se considerem projectos experimentais. A figura 2.57 enumera as cinco variantes tecnológicas de

exploração de energia marítima salientando os argumentos favoráveis e desfavoráveis de cada uma.

Figura 2.57: Caracterização das diferentes tecnologias oceânicas

35

Para este estudo foram consideradas apenas as energias de ondas e de marés/correntes

uma vez que as restantes só deverão tornar-se uma realidade daqui a 20 ou 30 anos, ficando assim

fora do período em análise.

2.6.1 Ondas

Aproveitamento de energia cinética e potencial das ondas nas superfícies dos mares ou

oceanos. As tecnologias mais desenvolvidas baseiam-se na compressão/expansão de um fluido,

accionado pela passagem das ondas, produzindo electricidade (ver figura 2.58).

Figura 2.58: Projecto de produção de electricidade a partir da energia das ondas

A capacidade instalada de ondas será cerca de 50% da capacidade de energia marítima

(Wave Energy Centre, 2007) entre 2008 e 2030. Com a previsão da capacidade de energia marítima

consegue-se traçar a curva de capacidade instalada de ondas de 2008 a 2030, figuras 2.59 e 2.60.

y = -0,0067x2 + 0,8499x - 1,1035R2 = 0,9983

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030 [Ano]

[MW

]

EREC - Energy Revolution - ASustainable world energy outlook -2007EREC - Energy Revolution - ASustainable world energy outlook -2007World Energy Outlook 2006


EREC - Future Investment - 2007

MÉDIA

Marítima RO 07

Figura 2.59: Curva de previsão de capacidade instalada de oceânica

36

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030 [Ano]

[MW

]

Marítima RO 07

Ondas

Figura 2.60: Curva de previsão de capacidade instalada de ondas

A tecnologia de ondas tem uma redução de custos de 13% cada vez que a sua capacidade


Figura 2.61: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de ondas

O CAPEX para estações de ondas é de 3.754 €/kW instalado, como se constata na figura

2.62.

Figura 2.62: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para ondas




37

Figura 2.63: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para ondas

A percentagem anual de funcionamento de estações de ondas é de 37%, o que significa que

uma central trabalha 3242 horas durante o ano. O período de vida útil das estações de ondas é de

~20 anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão


Figura 2.64: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de ondas

Figura 2.65: Escolha do período de vida típico de uma estação de ondas

O WACC utilizado foi de 7,80%, a capacidade típica de uma unidade de ondas é de 1 MW e o

período de construção de um parque é de ~1 ano.

O anexo 11 caracteriza a tecnologia das ondas segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

2.6.2 Marés/Correntes

A energia das marés pode ser capturada de duas formas:

• Estuário: A electricidade pode ser gerada convertendo a energia cinética da água

que entra e sai de uma baía. A tecnologia requerida para se conseguir transformar a

38

energia das marés/correntes em energia eléctrica é muito parecida à utilizada em

centrais hídricas

• Fundo do Mar: Consiste em aproveitar a energia cinética das correntes no fundo do

mar. Para se converter esta energia em energia eléctrica, turbinas são instaladas no

fundo do mar. Estas turbinas são parecidas com as turbinas eólicas e têm duas ou

três pás.

A figura 2.66 ilustra um exemplo de exploração desta tecnologia.

A capac

marítima (Wave

[MW

]

A tecno

capacidade dup

Figura 2.66: Exemplo de exploração de marés/correntes para a produção de electricidade

idade instalada de marés/correntes será cerca de 50% da capacidade de energia

Energy Centre, 2007) entre 2008 e 2030, ver figura 2.67.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

[Ano]

Marítima RO 07

Marés / Correntes RO 07

Figura 2.67: Curva de previsão de capacidade instalada de marés/correntes

logia de marés/correntes tem uma redução de custos de 10% cada vez que a sua

lica. A figura 2.68 justifica a escolha do valor.

39

Figura 2.68: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de marés

O CAPEX para estações de marés/correntes é de 3.643 €/kW instalados, como se constata

na figura 2.69.

Figura 2.69: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para marés




Figura 2.70: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para marés

A percentagem anual de funcionamento de estações de ondas é de 31%, o que significa que

uma central trabalha 2716 horas durante o ano. O período de vida útil das estações de

marés/correntes é de ~25 anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período

de vida útil estão representadas nas figuras 2.71 e 2.72.

40

Figura 2.71: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de marés

Figura 2.72: Escolha do período de vida típico de uma estação de marés

O WACC utilizado foi de 7,80%, a capacidade típica de uma unidade de marés/correntes é de

1 MW e o período de construção é de ~2 anos.

O anexo 12 caracteriza a tecnologia das marés segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

2.7 Energia geotérmica Este tipo de energia consiste em utilizar vapor proveniente de reservatórios de água quente

que se encontram debaixo da superfície da Terra. Existem três tipos de centrais geotérmicas:

• Flash Steam: Este tipo de centrais é o mais comum. Utilizam reservatórios de água

geotérmicos com temperaturas superiores a 182ºC. Esta água extremamente quente

sobe através de canais para a superfície da Terra a pressões mais baixas. Ao subir a

pressão diminui e forma-se vapor que é separado da água para fazer trabalhar uma

turbina. A água e o vapor condensado são injectados novamente para os

reservatórios terrestres, tornando este recurso sustentável.

• Binary Cycle: Trabalha com água a temperaturas mais baixas (107-182ºC). Este tipo

de centrais utiliza o calor da água para aquecer um fluido, geralmente orgânico e com

uma temperatura de evaporação baixa. O gás resultante deste aquecimento é

utilizado para fazer trabalhar uma turbina. Durante todo o processo a água e o fluido

são mantidos separados de maneira a não haver emissões do composto do fluido. No

final do processo a água é injectada novamente para o interior da Terra de modo a

ser aquecida novamente e tornando o processo sustentável.

41

• Dry Steam: Estas centrais estão localizadas sobre reservas naturais de vapor. O

vapor é encaminhado, através de tubos, directamente dos reservatórios para a

central onde é utilizado para activar uma turbina.

Novas formas de exploração de energia geotérmica para produção eléctrica estão a ser

estudadas. Estes sistemas utilizam técnicas de exploração de fuel e gás para se alcançarem maiores

profundidades. Ao conseguirem-se explorar profundidades mais elevadas, aumenta-se a

disponibilidade deste tipo de energia, aumentando o seu potencial que, bem explorado, poderia vir a

satisfazer as necessidades mundiais de electricidade (Morgan Stanley, 2007c). Embora esta melhoria

na exploração da energia geotérmica possa criar um novo paradigma energético, está ainda longe de

ser uma realidade encontrando-se ainda em desenvolvimento e prevendo-se um período superior a

30 anos até se usar na prática (Morgan Stanley, 2007c). Assim, os sistemas avançados de

exploração de energia geotérmica não foram considerados neste estudo.

A figura 2.73 mostra a curva de previsão da capacidade instalada de geotérmica.

y = 0,0031x2 + 0,9339x + 7,7834R2 = 0,9378

0

10

20

30

40

50

60

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030 [Ano]

[MW

]



EREC - Energy Revolution - ASustainable w orld energyoutlook - 2007

EREC - Energy Revolution - ASustainable w orld energyoutlook - 2007

EREC - Future Investment - 2007

MÉDIA

Geotérmica RO 07

Figura 2.73: Curva de previsão de capacidade instalada de geotérmica

A tecnologia geotérmica tem uma redução de custos de 10% cada vez que a sua capacidade


42

Figura 2.74: Escolha da percentagem de redução de custos por duplicação de capacidade de geotérmica

O CAPEX para esta tecnologia é de 2304 €/kW instalado como se constata na figura 2.75.

Figura 2.75: Escolha do valor de CAPEX [€/kW instalado] para geotérmica


entre custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) de 50%. Os valores de OPEX obtidos nas respectivas


Figura 2.76: Escolha do valor de OPEX [€/kW] para geotérmica

A percentagem anual de funcionamento de uma central geotérmica é de 78%, o que significa

que trabalha 6833 horas durante o ano. O período de vida útil de uma central deste tipo é de ~30



43

Figura 2.77: Escolha da percentagem de horas de funcionamento anuais de geotérmica

Figura 2.78: Escolha do período de vida típico de uma central geotérmica

O WACC utilizado foi de 7,80%, o período de construção e a capacidade típica da central são

de ~2 anos e 50 MW respectivamente.

O anexo 13 caracteriza a tecnologia geotérmica segundo factores económicos, tecnológicos e

políticos.

Figura 2.79: Correspondência entre abreviaturas utilizadas e as respectivas fontes

44

3. Cálculo dos custos nivelados

Como foi descrito no capítulo 2, existem diferenças significativas entre os diferentes tipos de

tecnologia de geração de energia eléctrica, nomeadamente quanto ao período de construção, horas

de funcionamento anuais, tempo de vida útil, CAPEX e OPEX. Estando as diferenças dispersas por

tantos factores, torna-se difícil fazer uma comparação. Esta comparação não pode ser efectuada

considerando apenas estes factores individualmente. A forma de comparar as tecnologias de geração

que foi utilizada neste trabalho baseia-se na metodologia dos custos nivelados. Esta metodologia

permite quantificar o custo unitário de produção de energia eléctrica durante o tempo de vida do

projecto (Alonso, 2007). Por se tratar de um valor médio ponderado permite a comparação directa

entre tecnologias alternativas. Esta metodologia considera a energia eléctrica total que é produzida

durante o ciclo de vida da central, incluindo os cash flows totais de investimento, os cash flows de

exploração e os custos do combustível (no caso das energias biológicas) descontados ao custo

médio ponderado do capital apropriado (WACC), obtendo assim valores actuais do custo eléctrico

unitário de produção.

A fórmula utilizada para calcular os custos nivelados de geração de energia é a seguinte

(IEA/NEA, 2005):

[ ][ ]∑

∑−

−

+

+++= t

t

tttt

rErCCMI

CN)1(

)1)(((1)

CN - Custo Nivelado

It - Custos de investimento no ano t

Mt - Custos de operação e manutenção do ano t

CCt - Custos de combustível no ano t

Et - Energia produzida no ano t

r - Taxa de desconto, ou actualização

Com o objectivo de se obterem os custos nivelados de cada tecnologia estudada,

desenvolveu-se um modelo em Microsoft Office Excel. Conceptualmente o modelo pode ser

esquematizado pela figura 3.1.

Como se pode verificar, o custo total de uma tecnologia é composto pelo custo de produção e

pelos custos ambientais (não considerados neste estudo). Por sua vez, o custo eléctrico unitário de

produção é o somatório dos custos nivelados de investimento, exploração e de combustível. Esta

análise foi feita com valores reais, isto é, considerando o efeito da inflação. Foi utilizada a taxa de

inflação da zona euro e assumiu-se que esta se mantinha constante com o valor de 2,5% (BCE,

2007).

45

Figura 3.1: Esquema conceptual do modelo desenvolvido

Relativamente ao CAPEX nominal considerado (ver valores no capítulo 2) só surge no ano de

investimento e, como tal, é zero nos anos seguintes. Os custos de exploração, VOM e FOM, estão

sempre presentes no período de vida útil da central e, uma vez que se está a fazer a análise a

valores reais, tem de se considerar a evolução destes. A taxa de crescimento do VOM e do FOM para

as diferentes tecnologias está representada na figura 3.2.

Figura 3.2: Taxa de evolução do VOM e FOM considerada na modelação Fonte: Opinião de peritos

Como se pode verificar pela figura 3.2, o crescimento do OPEX para as diferentes tecnologias é

distinto da taxa de inflação (e inferior). Tal deve-se ao facto de, em termos absolutos, todas as

tecnologias se encontrarem num estado de maturidade ainda bastante jovem e, como tal,

beneficiarem de efeitos de economias de experiência que compensam o ritmo de crescimento da

inflação. Em termos relativos, os diferentes níveis de maturidade (ver figura 1.8) justificam as maiores

ou menores taxas de crescimento dos custos, isto é, tecnologias menos maduras têm taxas de

crescimento dos custos mais baixas.

O custo nominal dos combustíveis de biomassa e biogás é determinado pela seguinte

fórmula:

46

(2)

[ ] 860)1(

11×

−×××=

CAEPCICMPCC

CC - Custo Nominal do combustível [€/MWh]

CMP - Custos da matéria prima [€/ton]

PCI - Poder calorífico inferior do combustível [kcal/kg]

E - Eficiência da central

CA - Custo auxiliar

A evolução do custo da matéria-prima acompanha a inflação.

A taxa de desconto utilizada foi o custo médio ponderado do capital a valores reais. A sua

conversão foi efectuada a partir da fórmula:

(3)

InflaçãoWACCr alno

++

=1

1 min

A WACC para as diferentes tecnologias já foi apresentada no capítulo 2.

O número de horas de funcionamento das tecnologias foi apresentado no capítulo anterior e,

para simplificação, assumiu-se que o valor se mantinha constante ao longo do período em análise

uma vez que não é possível prever realisticamente a evolução das horas de funcionamento das

centrais. Devido ao facto dos cálculos terem sido efectuados na base da potência líquida (capacidade

típica da central) produzida por cada uma das tecnologias, houve a necessidade, para se obterem os

custos nivelados por unidade de energia, de calcular o número de horas equivalente de

funcionamento da central. Para tal foram descontados os tempos de funcionamento anuais à WACC,

de acordo com o método do custo anual equivalente. Tal faz sentido numa óptica de rentabilização do

investimento (“tempo é dinheiro”), isto é, as horas de funcionamento têm um significado monetário em

termos de custos e receitas. Note-se que as horas de funcionamento nominais de uma central só são

contabilizadas no período de vida útil da mesma, que apenas se inicia após o período de construção

(de 1 a 2 anos).

Na figura 3.3 podem-se analisar os custos anuais equivalentes para as diferentes tecnologias

assumindo como ano de investimento o ano de 2008.

Figura 3.3: Custos nivelados obtidos para o ano de investimento 2008 [€/MWh]

47

Conforme já se referiu nos capítulos anteriores, o facto de estarmos a lidar com tecnologias

muito recentes e, na sua maioria, “capital intensivas”, como se verifica na figura 3.4, torna-se

importante analisar como variam os custos nivelados em função do ano de investimento. Aquilo que

se espera é que com o aumento da capacidade instalada mundial, o CAPEX das tecnologias sofra

uma redução através de fenómenos de aprendizagem e torne apelativo o investimento em

tecnologias que à partida não seriam interessantes. Com esse objectivo procurou-se estudar a

redução do CAPEX por duplicação de capacidade instalada. Foram obtidos os valores para o ano

2008 (ver capítulo 2) mas havia a necessidade de obter estimativas para a evolução destes valores.

Uma vez que a tecnologia eólica onshore, eólica offshore, biomassa, biogás e geotérmica estão num

estado de maturidade mais avançado do que as restantes assumiu-se que o factor de aprendizagem

vai decrescer atingindo valores mais baixos e mais rapidamente nas energias biológicas e na

geotérmica pois estas tecnologias já são muito conhecidas. No caso das tecnologias solares, os

factores de aprendizagem vão manter-se elevados e constantes visto que são tecnologias pouco

desenvolvidas. As tecnologias das ondas e das marés são tecnologias novas e, como tal, os seus

factores de aprendizagem sofrem um efeito de subida no curto prazo e depois mantêm-se elevados e

constantes. A tecnologia mini hídrica tem um factor de aprendizagem muito baixo pois é a tecnologia

mais conhecida e assumiu-se que este se vai manter constante. Na figura 3.5 pode-se verificar a

evolução do factor de aprendizagem do CAPEX por duplicação da capacidade por tecnologia.

Figura 3.4: Estrutura do custo nivelado das tecnologias

Figura 3.5: Evolução da percentagem de aprendizagem por duplicação da capacidade instalada

48

Com a previsão da capacidade instalada pelo método apresentado no capítulo 2, secção 2.1, basta

considerar que a redução do CAPEX se efectua de modo contínuo, isto é, não se reduz apenas

quando se dá uma duplicação da capacidade instalada. Como tal, para se obter o CAPEX para os

diferentes anos de investimento, considerando que a taxa de aprendizagem por duplicação é

constante entre períodos, basta efectuar-se uma transformação logarítmica. Com estes resultados

está-se em posição de determinar os custos nivelados para cada tecnologia, em função do ano de

investimento (ver figura 3.6 e figura 3.7).

Figura 3.6: Curvas do custo nivelado das tecnologias em função do ano de investimento (2008-2030) [€/MWh]

Figura 3.7: Custo nivelado das tecnologias em função do ano de investimento (2008-2030)

49

4. Conclusões operacionais

Com os valores obtidos no capítulo anterior verifica-se que as tecnologias mais recentes

sofrem uma maior redução do custo nivelado quando se comparam anos de investimento de 2008 e

2030 (ver figura 4.2). Como se verificou no capítulo 3 (figura 3.4), as tecnologias renováveis são, na

sua maioria, intensivas em capital e, uma vez que a redução do CAPEX depende da evolução da

capacidade instalada (efeito de aprendizagem por duplicação de capacidade instalada) e, por outro

lado, as tecnologias mais recentes irão sofrer um maior número de duplicação de capacidade (ver

figura 4.1), o seu CAPEX sofrerá mais reduções por efeito de aprendizagem e consequentemente o

custo nivelado destas tecnologias tenderá a sofrer uma maior redução do que daquelas com maior

grau de maturidade. Da figura 4.2 pode-se ainda constatar que as tecnologias com maior maturidade

vão continuar a ter um menor custo nivelado para o ano de investimento de 2030.

Figura 4.1: Nº de duplicações das tecnologias entre 2008 e 2030

Figura 4.2: Redução do custo nivelado por tecnologia

O biogás, a eólica onshore, a mini hídrica e a geotérmica apresentam os custos nivelados

mais baixos, contudo existem outros factores que podem limitar o crescimento de algumas destas

tecnologias. As centrais de biogás têm capacidades típicas muito baixas (10 MW), necessitam de

uma grande proximidade da matéria-prima e, como tal, não representa uma tecnologia atractiva para

grandes empresas promotoras de energia; a mini hídrica não tem bons locais disponíveis

(especialmente nos países desenvolvidos); a tecnologia geotérmica tem praticamente o seu potencial

todo explorado. No caso da eólica onshore, é de esperar que seja a tecnologia em que se investe no

curto prazo pois tem custos nivelados baixos e tem um grande potencial técnico, como se pode

analisar na figura 4.4. Tal tendência está de acordo com as previsões de capacidade instalada

elaboradas no capítulo 2. Na figura 4.3 pode-se constatar que 47% da capacidade adicional mundial

prevista para renováveis vai ser de eólico onshore.

50

Figura 4.3: Peso da capacidade eólica no aumento de capacidade de renováveis entre o ano de 2008 e 2020

Termoeléctrico

Marés Ondas

curto

Figura 4.4: Análise dos custos nivelados das tecnologias e do seu potencial técnico

Da análise efectuada na figura 4.4, conclui-se que as tecnologias de PV, termoeléctrico,

ondas e marés não vão ser os investimentos prioritários pois têm um elevado custo e baixo potencial.

Embora a tecnologia geotérmica, mini hídrica e biogás sejam tecnologias de baixo custo, o seu

potencial reduzido será uma barreira ao seu investimento. As tecnologias onshore, offshore e

biomassa têm um elevado potencial e custos baixos, prevendo-se que sejam tecnologias de aposta,

contudo, uma vez que o custo da biomassa é intensivo em combustível (ver figura 3.4) e que a

compra da matéria prima não é estável e o custo desta depende muito da proximidade do fornecedor,

o investimento nesta tecnologia pode não ser muito acentuado.

51

4.1 Eólica

Como foi referido anteriormente neste capítulo as tecnologias eólicas são as mais atractivas.

Embora as horas de funcionamento e a capacidade típica de um parque de offshore sejam superiores

às de onshore, fazendo com que a energia anual gerada seja superior, os custos elevados de CAPEX

e OPEX da offshore fazem com que o seu custo nivelado seja superior. A comparação entre o

CAPEX, OPEX e horas de funcionamento de cada tecnologia eólica está representada na figura 4.5.

Figura 4.5: Comparação do CAPEX, OPEX e horas de funcionamento do onshore e do offshore

Assim, no curto prazo a tecnologia onshore terá uma maior probabilidade de investimento do

que a offshore, embora se preveja que os esforços de I&D venham a permitir que a offshore venha a

equilibrar a diferença de atractividade existente. Os elementos chave de I&D de offshore estão

esquematizados na figura 4.6.

Figura 4.6: Factores Chave de I&D em offshore

52

Na Europa, o Reino Unido é o país com maior atractividade para eólica onshore e offshore, como se

verifica nas figuras 4.7 e 4.8.

Figura 4.8: Atractividade de offshore na Europa Figura 4.7: Atractividade de onshore na Europa

4.2 Solar

As tecnologias solares apresentam custos muito elevados e, para além desse facto, têm

potenciais baixos (figura 4.4). Na figura 4.9 está representada a incidência solar no mundo e verifica-

se que a zona com maior incidência é a zona próxima do equador (zona amarela). Se analisarmos o

Produto Interno Bruto (PIB) per capita dos países em função do potencial solar (figura 4.10), constata-

se que os países com maior PIB são os que têm menor potencial e, uma vez que as tecnologias

solares têm custos elevados, este factor poderá limitar o crescimento destas tecnologias.

Figura 4.9: Exposição solar

Figura 4.10: Potencial solar e GDP por regiões Fonte: BCE, 2007

Como forma de se analisarem os países mais atractivos das tecnologias solares, na Europa,

fizeram-se as análises apresentadas na figura 4.11 e na figura 4.12 e conclui-se que Portugal e

53

Espanha são os mais atractivos. Esta conclusão era expectável uma vez que a Península Ibérica é a

zona da Europa mais próxima do equador.

Figura 4.11: Potencial e horas de funcionamento de PV

Figura 4.12: Potencial e horas de funcionamento de termoeléctrico

Assim, as tecnologias solares estão longe de serem atractivas na geração de energia

eléctrica centralizada. Contudo, prevê-se que a tecnologia de PV venha a ter um grande crescimento

na geração distribuída (IEA, 2006c), como se pode verificar na figura 4.13.

Figura 4.13: Evolução da capacidade instalada de solar por tipo de geração [GW] Fonte: IEA, 2006

54

PARTE II – Reflexões Estratégicas

5. Análise estratégica do fornecimento de turbinas

Como foi concluído no capítulo 3, a tecnologia que tenderá a ter um maior investimento será a

eólica onshore. Uma vez que o preço das turbinas eólicas tem sido muito inflacionado e este constitui

64% do CAPEX da tecnologia, é importante analisar a situação do mercado de fornecimento de

turbinas, a evolução dos preços das mesmas e, por outro lado, analisar as estratégias que os

promotores de energia devem ter face às questões analisadas.

5.1 Situação do mercado de fornecimento de turbinas

O preço das turbinas tem vindo a sofrer uma grande subida e prevê-se que até 2012 continue

a subir (ver figura 5.2) pois o peso dos factores que provocaram a subida do preço é superior ao dos

factores que provocaram a descida (ver figura 5.1).

competição (pós-2010)

Figura 5.1: Balanço entre factores de subida e de descida do preço

55

Figura 5.2: Evolução do preço das turbinas [$/kW] Fonte: NEF, 2007a; UBS, 2007; Merrill Lynch, 2007; Morgan Stanley, 2007c

A partir de 2012 espera-se vir a sentir uma redução no preço das turbinas pois, no longo

prazo, pesados factores de descida do preço tenderão a ser mais acentuados.

5.1.1 Factores de subida do preço Rápido aumento da procura

A capacidade instalada de eólica irá continuar a aumentar fazendo com que haja uma grande

procura de turbinas eólicas, que conjuntamente com uma oferta escassa e concentrada, como se irá

constatar mais adiante no capítulo, provoca um efeito de subida do preço. Na figura 5.3 pode-se

verificar o aumento da capacidade instalada de eólico entre o ano 2001 a 2007 e a previsão até 2015.

Figura 5.3: Evolução da capacidade instalada de eólica [GW]

Barreiras à entrada e estrutura do mercado eólico

O facto de existirem barreiras à entrada faz com que a competição do mercado de

fornecimento de turbinas eólicas tenha vindo a ter poucas empresas capazes de produzir grandes

quantidades de turbinas. Assim a competição tem sido pouca e fará com que a entrada de novas

empresas continue difícil, provocando o efeito de subida do preço das turbinas. Os principais factores

que provocam barreiras à entrada são:

• A integração vertical é difícil e ao mesmo tempo é uma vantagem competitiva, num

mercado em que existem pontos de estrangulamento devido ao fornecimento de

certos componentes;

56

• Poucos fornecedores têm know-how suficiente para produzir turbinas grandes e

complexas (mais de 5.000 componentes);

• Investimentos elevados para se entrar no mercado de fornecimento de turbinas

eólicas;

• Mercado muito concentrado, tendo os 5 maiores fornecedores 82% do mercado (ver

figura 5.4);

• Empresas promotoras de energia procuram fornecedores estabelecidos e com provas

dadas no mercado e são poucas as empresas que satisfazem estes critérios.

A concentração do mercado constitui uma forte barreira à entrada e ao mesmo tempo

provoca um efeito da subida do preço. Na figura 5.3 pode-se analisar a estrutura do mercado eólico e

conclui-se que os 5 maiores produtores têm 82% da quota de mercado da oferta e que, em

contrapartida, os 5 maiores promotores de energia têm apenas 24% de quota de mercado da procura.

Este desequilíbrio do mercado concentrado do lado da oferta em relação a uma procura muito

fragmentada provoca um aumento dos preços das turbinas, pois os fornecedores têm maior poder de

mercado.

Figura 5.4: Fragmentação da oferta e da procura do mercado eólico mundial Fonte: BTM, 2007

Aumento dos custos de garantia e O&M

As empresas promotoras de energia têm vindo a fazer mais exigências em relação à

qualidade das turbinas eólicas dos seus parques. Como tal exigem mais garantias aos fornecedores e

a disponibilidade exigida das turbinas tem vindo a ser maior. Se as turbinas de um parque estiverem

paradas por avaria ou para manutenção e a capacidade disponível for inferior a uma determinada

percentagem previamente estabelecida de capacidade nominal, o fornecedor terá de pagar os

prejuízos. Para além de maiores exigências nos contratos de garantia, a duração dos mesmos tem

vindo a estender-se, aumentando os custos para o fornecedor. O aumento dos custos de garantia

57

tem sido um dos principais factores que tem levado a um decréscimo nas margens dos fornecedores

de turbinas e, como tal, tem provocado um aumento dos preços. A figura 5.5 mostra a evolução dos

custos de garantia como percentagem das vendas para o período de 2004 a 2009.

Figura 5.5: Evolução dos custos de garantia das turbinas eólicas [% das vendas] Fonte: Merrill Lynch, 2007

Procura de turbinas de maior capacidade

Promotores de energia estão a ter estratégias agressivas para aumentarem o seu portfolio

eólico e têm utilizado turbinas de maior capacidade. Com turbinas de maior capacidade há factores

de escala: uma turbina de grande dimensão gera mais energia eléctrica do que duas de metade do

tamanho, conseguindo-se assim uma maior rentabilização da área explorada. Por outro lado

consegue-se uma redução do efeito “sombra”, isto é, como, na mesma área, se utilizam menos

turbinas para gerar uma determinada quantidade de electricidade, reduz-se o efeito dos

aerogeradores taparem o vento uns aos outros. A evolução da compra de turbinas por dimensão está

representada na figura 5.6, podendo-se confirmar que a procura por turbinas de maiores capacidades

tem vindo a aumentar.

As turbinas de maior capacidade têm um preço por unidade de potência mais elevado

comparando com turbinas de menor capacidade. A figura 5.7 mostra a evolução dos preços por MW

de turbinas de diferentes capacidades. Uma das principais causas para esta diferença de preços

prende-se com o aumento da complexidade logística. À medida que as dimensões das turbinas

aumentam, a complexidade logística da instalação do parque aumenta. Em 1986, uma turbina podia

ser transportada por um camião, hoje em dia são necessários 20 veículos de grandes dimensões

(Merril Lynch, 2007).

58

Figura 5.6: Evolução da compra de turbinas por dimensão Fonte: NEF, 2007b

Figura 5.7: Evolução do preço das turbinas por dimensão [m€/MW] Fonte: NEF, 2007b

Aumento das margens de EBIT dos fornecedores

Os fornecedores de turbinas sofreram um grande impacto nas suas margens nos anos de

2004 e 2005 (ver figura 5.8). Para recuperarem esta má situação, os fornecedores têm aumentado o

preço das turbinas de modo a aumentarem as suas margens de EBIT. Uma vez que os custos de

produção de turbinas têm vindo a aumentar, prevê-se que os fornecedores continuem, até 2010, a

exercer preços que aumentem as suas margens de EBIT (Merrill Lynch, 2007).

Figura 5.8: Evolução das margens de EBIT dos fornecedores [% das vendas] Fonte: Merrill Lynch, 2007

Escassez de componentes

Uma turbina é composta por muitos sistemas que, por sua vez, são compostos por milhares

de componentes. Uma vez que alguns sistemas que constituem a turbina são muito complexos, a

maioria dos fornecedores de turbinas compra estes sistemas a empresas muito especializadas. A

59

figura 5.9 indica os principais sistemas de uma turbina eólica, o peso de cada sistema no custo total

da turbina, a sua situação de mercado e a sua situação de estrangulamento na cadeia de produção

de turbinas (existe pouca capacidade de produção mundial para alguns sistemas, o que provoca

estrangulamento dos fornecedores de turbinas que compram esses sistemas).

Figura 5.9: Percentagem do custo total e situação do mercado dos principais sistemas que compõe as turbinas eólicas Fonte: HSBC, 2007

O facto de existir estrangulamento na produção de alguns componentes, faz com que o preço

dos mesmos aumente, provocando um aumento no preço total da turbina.

Aumento do custo de matérias primas

A figura 5.10 ilustra a partição do preço final de uma turbina eólica em 2003 e em 2008. Como

se pode verificar, os custos de matérias-primas, outsourcing de componentes (CMVC no gráfico) têm

maior peso no preço final. Os outros custos incluem despesas com pessoal, vendas e distribuição e

despesas em I&D. Prevê-se que os custos da matéria-prima continuem a subir (NEF, 2007b),

provocando um aumento no futuro preço das turbinas. Numa turbina utilizam-se 130 ton/MW de aço

(HSBC, 2007), sendo este responsável por 6% do preço final da turbina. Como se pode verificar na

figura 5.11 as previsões para o preço do aço indicam que este se vai manter com preços elevados até

2010.

60

Figura 5.10: Partição do preço de uma turbina [m€/MW] Fonte: NEF, 2007b 1: Custos de matéria-prima, outsourcing de componentes, custos de subcontratação 2: Despesa cm pessoal, vendas e distribuição, I&D

Figura 5.11: Evolução do preço do aço [$/ton] (hot rolled coil) Fonte: HSBC, 2007

5.1.2 Factores de descida do preço Nova capacidade de produção

O facto de haver um aumento da capacidade de produção de turbinas nos próximos anos

exerce um efeito de descida nos preços pois haverá maior oferta e menores encomendas em atraso.

A previsão do aumento de capacidade mundial de produção de turbinas está representada na figura

5.12.

Figura 5.12: Evolução da capacidade de produção de turbinas [GW] Fonte: NEF, 2007c

61

Aumento da competitividade

A competitividade entre os fornecedores irá aumentar e fornecedores mais recentes, como a

Suzlon por exemplo, conquistarão maior quota de mercado, assim como os e fornecedores com

grandes quotas de mercado terão tendência a perder quota. Havendo uma tendência para que as

quotas de mercado comecem a ser niveladas fará com que a competitividade aumente e

consequentemente haja uma redução nos preços. Na figura 5.13 pode-se ver as quotas de mercado

dos fornecedores em 2004 e as que se esperam vir a ter em 2010.

Figura 5.13: Evolução das quotas de mercado dos fornecedores de turbinas Fonte: HSBC, 2007

Maior integração vertical

Como foi referido anteriormente os fornecedores têm grandes dificuldades e custos em

comprarem algumas componentes. Ao apostarem na integração vertical da sua cadeia de produção,

os fornecedores conseguem menores custos e maiores margens (ver figura 5.15). Ao nível dos

fornecedores, detecta-se uma tendência para o aumento da produção de componentes (ver figura

5.14 e 5.16), fazendo com que haja um efeito de redução do preço final da turbina.

62

Figura 5.14: Percentagem de capacidade de produção de componentes em 2006 Fonte: HSBC, 2007

Figura 5.15: Margens de EBIT de os produtores de turbinas [% das vendas] Fonte: HSBC, 2007

Figura 5.16: Tendência da produção dos maiores fornecedores de turbinas Fonte: Merrill Lynch, 2007

Economias de Escala e de Aprendizagem

Existe uma tendência para que os parques eólicos sejam cada vez maiores (Morgan Stanley,

2007c) e, por consequência, tenderá a haver maiores economias de escala. Por outro lado, à medida

que a capacidade instalada aumenta, os produtores de turbinas irão ter um efeito de optimização do

processo e da tecnologia, beneficiando de economias de aprendizagem. Estes dois factores

provocam um efeito de descido do preço das turbinas.

63

5.2 Caracterização do posicionamento de diferentes players 5.2.1 Iberdrola Renovables (IBR)

A IBR começou a apostar fortemente em eólica há alguns anos e a sua estratégia de portfolio

eólico tem vindo a ser cada vez mais agressiva. Na figura 5.17 pode-se ver a evolução da capacidade

eólica instalada da IBR desde 1998 até 2007 e a previsão de capacidade para 2015. Em apenas 7

anos a IBR aumentou a sua capacidade eólica em 7.200 MW e nos próximos 8 anos aumentará

13.200 MW. Em 2007 a capacidade eólica instalada tinha um peso de 17% da capacidade total do

grupo.

Figura 5.17: Evolução da capacidade eólica instalada da IBR [GW] Fonte: Relatórios anuais da IBR de 1998 a 2007

Para além de eólica, a IBR tem vindo a apostar em mini hídrica no entanto, a aposta é muito

menor comparando com eólica. Como se constata na figura 5.18, a IBR tinha, no final de 2007, 7.385

MW de eólica e apenas 350 MW de mini hídrica. Pode-se ainda verificar que o aumento de

capacidade para 2010 vai ser de 5.800 MW de eólica e 100 MW de mini hídrica. Na mesma figura

pode-se analisar as diferentes geografias em que a IBR está presente em eólica e a respectiva

capacidade e quais serão as principais geografias em que irá apostar no seu crescimento até 2010. A

IBR é líder mundial de capacidade eólica instalada e pretende consolidar essa posição. O negócio de

renováveis é o maior driver de crescimento do grupo Iberdrola e isso reflecte-se nos investimentos

previstos para o período entre 2008 e 2010 (ver figura 5.19). Entre 2004 e 2006 a Iberdrola investiu

7,5 b€, dos quais, 24% em renováveis. Entre 2008 e 2010 a Iberdrola irá investir 17,8 b€ dos quais

48% será em renováveis.

64

Figura 5.18: Capacidade instalada da IBR por fonte de energia e por geografia [MW] Fonte: Relatórios anuais da IBR 2004 e 2007

Figura 5.19: Investimentos da Iberdrola [b€] Fonte: Relatórios anuais da IBR 1: Excluindo hídrica convencional

Para satisfazer as suas necessidades de crescimento em eólica, a IBR teve de conseguir um

forte poder negocial junto dos fornecedores de turbinas e garantir segurança do fornecimento das

mesmas. Assim, desde 2002 que se relacionou com a Gamesa, chegando a adquirir 25% da empresa

em 2007. Ao conseguir este relacionamento a IBR garantiu as suas necessidades de fornecimento

até 2012 (ver figura 5.21) e 77% da capacidade contratada foi à Gamesa. Na figura 5.20 estão

representados os contratos de fornecimento de turbinas eólicas estabelecidos pela IBR e pode-se

verificar que os contratos conseguidos com a Gamesa são de capacidade muito superior.

Figura 5.20: Contratos de turbinas conseguidos pela IBR Fonte: NEF, 2007d

Figura 5.21: Satisfação das necessidades ade turbinas

nuais

Fonte: Relatórios anuais da IBR, 2006, 2007

65

5.2.2 EDP Renováveis (EDPR)

A EDPR tem vindo, cada vez mais, a conquistar uma forte posição em eólica e é hoje o 4º

player mundial no sector. A estratégia da EDPR tem sido menos agressiva do que a da IBR, no

entanto, a eólica onshore tem sido uma grande aposta como se pode verificar na figura 5.23. Em

2007 a capacidade eólica instalada representava 16% da capacidade total do grupo. Eólica onshore

tem sido o principal driver de crescimento em renováveis e, no futuro a EDPR tentará apostar em

novas tecnologias como a eólica offshore, solar e ondas (ver figura 5.22). Em termos geográficos, a

aposta até 2007 foi no mercado ibérico e em 2007 entrou no mercado dos Estados Unidos da

América através da aquisição da empresa Horizon. A estratégia futura será entrar em novos

mercados. Como se pode constatar na figura 5.24, o crescimento da EDPR tem sido muito

estruturado e cauteloso demonstrando uma visão estratégica claramente delineada.

Figura 5.22: Vectores de crescimento estratégico da EDPR Fonte: EDPR, 2007

Figura 5.23: Capacidade eólica instalada da EDPR [GW] Fonte: EDPR, 2007

Figura 5.24: Concretização da estratégia de renováveis Fonte: EDPR, 2007

66

No que diz respeito ao fornecimento de turbinas, a EDPR conseguiu fechar contratos que lhe

garantem o fornecimento para o seu crescimento em eólica para 2008 e 2009 e tem 70% das suas

necessidades contratadas para o crescimento de 2010 (ver figura 5.26). Contrariamente à IBR, a

EDPR não tem nenhuma aquisição de fornecedor estabelecendo contratos com fornecedores para

satisfazer as suas necessidades. Dos contratos estabelecidos, 91% da capacidade será fornecida

pelos 5 maiores produtores de turbinas a nível mundial (ver figura 5.25).

Figura 5.25: Contratos de turbinas

conseguidos pela EDPR Fonte: EDPR, 2007

Figura 5.26: Satisfação das necessidades anuais de turbinas Fonte: EDPR, 2007

5.2.3 Acciona e Endesa

A Acciona é um fornecedor de turbinas eólicas que também é produtor de energia eléctrica.

Esta empresa tem-se estabelecido no mercado de renováveis , apostando principalmente em eólica

onshore, que representa 97% da capacidade total instalada, sendo os restantes 3% de solar. Na

figura 5.27 está representada a evolução da capacidade eólica instalada da Acciona entre 2004 e

2007. Em termos de capacidade de produção de turbinas a Acciona tem apostado em expandir-se

geograficamente. A localização, capacidade de produção e ano de abertura das unidades de

produção de turbinas estão representados na figura 5.28.

No dia 3 de Abril de 2007, a Acciona garantiu 21% da estrutura shareholder da Endesa e no

final de 2008 a capacidade eólica instalada da Endesa vai ser atribuída à Acciona. Como se pode

verificar na figura 5.29 a Endesa teve uma estratégia pouco agressiva em renováveis e em 2006 a

capacidade eólica instalada representava apenas 3% da capacidade total do grupo e 91% da

capacidade em renováveis.

67

Figura 5.27: Capacidade eólica instalada da Acciona [GW] Fonte: Relatórios anuais da Acciona, 2004 a 2007

Figura 5.28: Capacidade de produção da Acciona Fonte: Relatório anual da Acciona, 2007

Figura 5.29: Capacidade eólica instalada da Endesa [MW] Fonte: Relatórios anuais da Endesa, 2000 a 2006

5.2.4 Comparação dos players em análise

As empresas analisadas têm estratégias quanto ao fornecimento de turbinas distintas,

portfólio eólico e geografias de expansão. A Acciona instala os seus parques com a sua própria

produção; a EDPR aposta numa grande diversificação de fornecedores, sendo 91% das suas turbinas

contratadas aos 5 maiores produtores mundiais; a IBR adquiriu a Gamesa e 77% das suas turbinas

são contratadas a esta empresa. A figura 5.30 faz a comparação da aquisição de turbinas entre a

EDPR e a IBR.

Os pesos da capacidade eólica instalada em relação à capacidade total de cada empresa

promotora estão representados na figura 5.31. A capacidade instalada da Acciona é totalmente

renovável sendo 3% de energia solar e 97% de energia eólica. Embora a IBR tenha vindo a ter uma

estratégia de renováveis mais agressiva do que a EDPR, nomeadamente em eólica, a capacidade

eólica tem um peso menor na capacidade total do grupo. Esta situação pode ser explicada devido ao

facto da Iberdrola ter uma capacidade instalada muito superior à EDP desde o início do crescimento

em renováveis, fazendo com que o peso seja menor embora a capacidade instalada seja maior no

caso da Iberdrola.

68

Figura 5.30: Comparação contratos de fornecimento de turbinas entre EDPR e IBR [MW]

Figura 5.31: Capacidade eólica / capacidade total

Em termos geográficos, as três empresas analisadas têm maioritariamente a sua capacidade

eólica instalada em Espanha, tendo a EDPR 56%, a IBR 58% e a Acciona 82%, contudo têm vindo a

apostar em outras geografias. No caso da EDPR e da IBR, o principal mercado de expansão tem sido

o Norte Americano com 42 % e 29% da capacidade eólica instalada nos Estados Unidos,

respectivamente. A Acciona não tem presença nos Estados Unidos e aposta numa expansão

geográfica em maior número de países mas com pouca capacidade instalada em cada geografia, não

tendo um mercado dominante (ver figura 5.32).

Figura 5.32: Capacidade eólica instalada por geografia [MW]

69

5.3 Reflexão estratégica sobre tipo de fornecimento

Nesta secção serão comparadas três estratégias de fornecimento: aquisição de fornecedor

(caso da IBR), fornecimento por contratos (caso da EDPR) e a passagem de capacidade para

fornecedor (caso Endesa e Acciona). A matriz da figura 5.33 esquematiza as vantagens e

desvantagens de cada estratégia de fornecimento.

Figura 5.33: Pontos fortes e fracos das três estratégias de fornecimento de turbinas

Da análise da matriz conclui-se que a escolha do tipo de estratégia de fornecimento de

turbinas depende muito da estratégia eólica do promotor. Uma empresa que tenha um crescimento

agressivo em eólica e que coloque a hipótese de adquirir um fornecedor, para além das questões

anteriormente mencionadas, deverá ter em consideração a evolução do preço da turbina e das

margens dos fornecedores. A principal vantagem em adquirir um fornecedor, para além da segurança

de fornecimento, é o facto de se absorver parte do custo se o preço das turbinas estiver a ser

inflacionado pois, a maioria das turbinas contratadas é ao fornecedor que se adquire (77% no caso da

IBR com a Gamesa).

Na figura 5.34 está representada a evolução do preço das turbinas eólicas e a sua previsão

até 2012. Após 2012 prevê-se que o preço irá sofrer uma descida (curva na zona verde da figura)

mas não se consegue prever exactamente o valor do preço após este período, pelo que a parte da

curva em questão pretende indicar apenas que haverá uma descida. Note-se que uma descida de

preço poderá não resultar numa descida de margens de EBIT, contudo, neste caso deverá verificar-

se tal redução pois a concorrência será maior e deverá assistir-se a um nivelamento das quotas de

mercado dos fornecedores (ver figura 5.13). Na situação representada por A, na figura 5.34, a

integração vertical do promotor poderá ser uma boa opção pois permitir-lhe-á absorver o efeito de

70

inflação do preço, compensando o investimento realizado. No caso da situação B, não se deverá

efectuar integração vertical porque o investimento realizado não compensará o curto período em que

se minimiza o efeito de inflação do preço.

Figura 5.34: Decisão de integração e evolução do preço das turbinas [$/kW]

71

6. Geração distribuída, ameaças e oportunidades

Existem principalmente três tipos de tecnologias de geração distribuída: painéis fotovoltaicos,

micro turbinas eólicos e micro geradores de gás. Hoje em dia estas tecnologias não são

economicamente competitivas, ou seja, o investimento efectuado pelo consumidor não é compensado

face à alternativa de adquirir a energia à rede. No entanto, prevê-se que estas tecnologias comecem

a ser competitivas a partir de 2015/2020 (opiniões de peritos) e que a capacidade instalada deste tipo

de equipamentos seja cada vez maior. Como se pode verificar na figura 4.13, a maioria da

capacidade instalada de solar foto voltaico será de geração distribuída. Ao tornarem-se competitivas,

estas tecnologias terão um maior investimento e, consequentemente, haverá menos consumo de

energia, em percentagem, de geração centralizada. Esta situação é preocupante para as empresas

promotoras de energia porque haverá uma redução do consumo de energia gerada através das suas

centrais de geração centralizada. Estima-se que em 2030 poderá haver uma redução de 30% do

consumo de energia centralizada, na Península Ibérica, devido à capacidade instalada prevista de

painéis foto voltaicos nas habitações (EPIA 2007). Neste sentido, é importante analisar oportunidades

de negócio para as empresas promotoras de energia de modo a reduzir-se o impacto da geração

distribuída nos seus negócios.

6.1 Oportunidade de negócio

Embora o impacto da geração distribuída possa vir a ser grande, não poderá deixar de haver

geração de energia eléctrica centralizada pois, desta forma, não se satisfazia a procura de energia

eléctrica total. Assim, a empresa promotora não deixará de produzir energia eléctrica de forma

centralizada mas poderá apostar no negócio de geração distribuída para minimizar as suas perdas.

Assim, a empresa promotora de energia poderá também ser uma Energy Services Company (ESCO).

Uma ESCO fornece informação, financiamento e serviços de manutenção de equipamentos de

geração distribuída e eficiência energética, de forma que os seus clientes reduzam o consumo

energético e reduzam os seus gastos em electricidade.

6.1.1 Modelos de negócio de uma ESCO Existem diferentes modelos de negócio que se podem aplicar e a empresa poderá relacionar

os modelos de negócio de modo a acrescentar valor à empresa e ao próprio cliente. Foram

identificados e analisados cinco modelos de negócio: contrato de performance, leasing do

equipamento, venda e manutenção do equipamento, transacções de excessos de energia e auditoria

energética. Note-se que os três primeiros modelos mencionados são formas diferentes de venda e

instalação do equipamento, como se vai analisar de seguida.

72

Contratos de performance

A ESCO instala o equipamento e faz a manutenção do mesmo gratuitamente. O cliente, ao

ter o equipamento instalado irá poupar uma determinada quantidade de energia. A empresa

estabelece um contrato em que o cliente lhe terá de pagar uma percentagem da quantia que poupa

durante um determinado período de tempo e após este contrato o cliente fica com o equipamento

gratuitamente. Este modelo de negócio tem risco para a ESCO pois o custo do equipamento é

totalmente suportado pela empresa e o cliente só paga se tiver, de facto, poupanças energéticas.

Desta forma a empresa tem de garantir que o cliente terá poupanças energéticas e que o valor

estabelecido no contrato excede os custos do equipamento e da manutenção de forma a conseguir

obter lucro. A figura 6.1 esquematiza o modelo de negócio de contratos de performance.

Figura 6.1: Modelo de negócio de contratos de performance

Leasing / venda do equipamento

Estes dois modelos de negócio são muito parecidos. No caso do leasing, o equipamento é

instalado e o cliente terá de pagar uma mensalidade que, no final do período de empréstimo, perfez a

soma do valor do equipamento, o valor das manutenções e o juro de empréstimo. Caso o cliente

compre o equipamento sem empréstimo, o cliente paga o equipamento e as manutenções. Note-se

que o valor total pago pelo cliente, terá de ser inferior às poupanças energéticas que ele conseguirá.

Os dois modelos de negócios descritos estão esquematizados na figura 6.2.

73

Figura 6.2: Modelo de negócio de Leasing / venda do equipamento

Transacções de excesso de energia

Este modelo de negócio aplica-se após o cliente ter adquirido o equipamento de geração

distribuída. No caso, por exemplo, dos painéis fotovoltaicos, se a luz solar estiver a incidir sobre os

painéis estes geram energia eléctrica e se o cliente não necessitar desta energia ela não é utilizada.

Nesta situação a ESCO poderá comprar o excesso de energia a um preço superior ao valor que esta

tem para o cliente e vende-a à rede com margem. Com este modelo de negócio a ESCO consegue

obter mais lucro sobre a instalação do equipamento e faz com que o cliente consiga um ganho ainda

maior do que apenas os da poupança energética. A figura 6.3 ilustra este modelo de negócio.

74

Figura 6.3: Modelo de negócio de transacções de excesso de energia

Consultoria energética

Antes do cliente adquirir o equipamento, a empresa pode fazer um trabalho de consultoria

energética que consiste em fazer um estudo às instalações do cliente, de modo a concluir-se qual o

melhor equipamento que se deve instalar e tentar optimizar as poupanças energéticas. Depois da

consultoria, aplica-se um dos três modelos de venda do equipamento. A figura 6.4 esquematiza este

modelo de negócio.

Figura 6.4: Modelo de negócio de consultoria energética

Na figura 6.5 descrevem-se resumidamente os cinco modelos de negócio apresentados, assim como

as receitas e os custos que estes têm para a empresa.

Figura 6.5: Tabela resumo dos modelos de negócio de uma ESCO

75

6.1.2 Segmentação do mercado Existem três segmentos de mercado para uma ESCO: grandes empreendimentos,

comunidades e habitações. A figura 6.6 descreve cada tipo de segmento e identifica as oportunidades

e barreiras de cada um.

Figura 6.6: Segmentos de mercado de serviços energéticos

Conclui-se que a complexidade de entrada nos diferentes tipos de segmentos de mercado é

diferente. O segmento dos grandes empreendimentos é o que representa uma menor complexidade

de entrada e o das habitações representa uma maior. Desta forma, numa fase inicial, deve-se tentar

conquistar quota de mercado no segmento de maior facilidade de entrada e, gradualmente ir

conquistando os outros segmentos. Note-se que o segmento de mercado de grandes

empreendimentos representa um menor risco para a ESCO pois são clientes de maior dimensão e de

maior concentração de consumo energético.

6.1.3 Legislação e empresas existentes Em Portugal tem começado a haver uma preocupação com a eficiência energética dos

edifícios e, com tal, têm sido lançados decretos lei para potenciarem este tipo de edifícios. A figura

6.7 apresenta a legislação relevante existente para a geração distribuída e para a eficiência

energética.

76

Figura 6.7: Legislação relevante existente em Portugal da geração distribuída e eficiência

O mercado da eficiência energética é bastante recente mas já existem empresas que tentam

explorar este mercado. A Self Energy e a EWEN são as únicas ESCOs em Portugal e a EDP criou a

marca My Energy que fornece equipamentos de eficiência energética para edifícios.

6.2 Análise da cadeia de valor A cadeia de valor do sector eléctrico está dividida em quatro áreas: geração, transporte,

distribuição e comercialização. A geração tem como funções construir e operar a geração de energia

eléctrica; o transporte tem como objectivo a construção e operação das linhas de transporte da

energia eléctrica; a distribuição desenvolve o sistema de distribuição da electricidade e a

comercialização vende a electricidade em mercado. Esta estrutura deve-se ao facto da geração se

fazer de forma centralizada. Com o impacto da geração distribuída ir-se-á assistir a certas mudanças

estruturais na cadeia de valor do sector eléctrico. A energia será gerada nos próprios edifícios, não

serão necessárias linhas de transporte como as que temos hoje, que transportam energia eléctrica

por grandes distâncias. Por outro lado ter-se-á de fazer a gestão dos fluxos de electricidade com as

chamadas smart grids pois um edifício gera energia eléctrica que poderá ser vendida à rede se

estiver em excesso e poderá comprar se gerar em menor quantidade da necessária. A área de

comercialização terá de prestar todo o serviço de venda dos modelos de negócio apresentados no

início do capítulo e terá de garantir todo o serviço de manutenção. No curto prazo, não se sentirá uma

mudança muito grande na cadeia de valor mas, no futuro, quando a geração distribuída começar a

criar impacto na geração centralizada, a tendência será para as empresas do sector eléctrico

adoptarem a mudança que está representada na figura 6.8.

77

Figura 6.8: Cadeia de valor consoante o paradigma de geração

6.3 A grande questão sobre a geração distribuída Embora se reconheça que a geração distribuída tem um grande potencial, existem certas

questões que podem atrasar a sua massificação em Portugal. Estas questões prendem-se com o

desenvolvimento das redes que permitem a gestão do fluxo da electricidade em dois sentidos (smart

grids), ou seja, que permitam ao cliente consumir energia da rede quando a que gera, no seu edifício,

não seja suficiente e por outro lado, vendê-la quando gerar em excesso. Para além da gestão destas

redes, terá de se analisar a viabilidade económica da passagem de um sistema centralizado para um

distribuído. Num sistema centralizado existem custos de distribuição associados às perdas durante o

transporte de energia eléctrica e à extensão e manutenção da rede. Ao passar-se para um sistema de

geração distribuída, evitam-se os custos mencionados mas terá de se fazer um grande investimento

de adaptação da rede e, no final, coloca-se a questão de saber se o balanço da mudança será

positivo. A figura 6.9 esquematiza o balanço descrito.

Figura 6.9: Balanço de custos entre sistema actual e sistema

78

7. Conclusão

Existe uma grande pressão política, social e económica para que o sector eléctrico sofra

alterações nas fontes de geração eléctrica que utiliza no presente. A maioria da energia eléctrica

produzida é gerada a partir de fontes poluentes e findáveis e tem-se tornado claro que se terá de

massificar a utilização de fontes renováveis. Para que esta mudança seja possível é necessário que

as empresas promotoras de energia comecem a alterar o rumo dos seus investimentos, apostando

cada vez mais em energias renováveis. Existem diferentes alternativas de investimento pois há seis

fontes de energias renováveis (hídrica, solar, oceânica, eólica, biológica e geotérmica) e em cada

uma destas fontes se tem vindo a desenvolver diferentes tecnologias para as explorar. Dado o estado

de maturidade destas tecnologias, torna-se essencial que uma empresa promotora de energia

eléctrica tenha um conhecimento profundo de cada tecnologia e consiga delinear a sua estratégia de

crescimento em energias renováveis com segurança nos seus investimentos. Assim, este trabalho

torna-se relevante para que uma empresa de energia possa posicionar-se no negócio de energias

renováveis tendo a possibilidade de “observar” as várias tecnologias possíveis para investimento.

Com o trabalho elaborado conseguiu-se, numa primeira parte, obter uma descrição exaustiva

das diferentes tecnologias renováveis, em termos qualitativos e quantitativos, análise e reflexão sobre

esses elementos, desenvolvimento de modelo de acordo com a metodologia de custos nivelados para

aplicar às tecnologias estudadas, e consequente estudo comparativo de custos entre elas. A partir

destes elementos procedeu-se a uma reflexão sobre o mercado de fornecimento de turbinas eólicas,

em que foram analisadas diferentes estratégias de fornecimento, confrontadas com diferentes

estratégias de crescimento eólico, e procedeu-se a um estudo das oportunidades de negócio que

uma promotora de energia pode ter no negócio de geração distribuída, utilizando fontes renováveis.

O trabalho realizado permite comparar as diferentes tecnologias em termos globais e numa

óptica de custos, isto é, sem considerar o retorno do investimento de cada tecnologia. A análise

global possibilita ter uma percepção das tecnologias que deverão ter, à partida, uma maior aposta

mas não tem em conta a regulamentação de renováveis por geografias, ou seja, não permite saber o

retorno das diferentes tecnologias. Note-se que existe regulamentação diferente consoante a

tecnologia renovável e consoante o país. Por outro lado, para se definir a estratégia em tecnologias

renováveis por país, seria necessário, para além da regulamentação, ter em conta os dados

específicos de cada país (CAPEX, OPEX, horas de funcionamento anuais, potencial, WACC) para se

poder elaborar uma análise de custos nivelados por país. De facto, o interesse em apostar numa

determinada tecnologia altera-se consoante as condições de cada geografia. Se nos fosse permitido

continuar esta investigação estas questões seriam as primeiras a serem tratadas.

79

Referências Bibliográficas

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82

ANEXOS

83

Anexo 1: Consumo e potencial das tecnologias em 2020, por país Fonte: EU – Potentials and cost for renewable electricity in Europe, 2006

Anexo 2: Horas de funcionamento das tecn por país em 2006 Fonte: EU – Potentials and cost for renewa tricity in Europe, 2006

II-1

ologias ble elec

Hídrica Convencional

Anexo 3: Tabela descritiva de hídrica convencional

II-2

Mini Hídrica

Anexo 4: Tabela descritiva de mini hídrica

II-3

Eólica Onshore

Anexo 5: Tabela descritiva de eólica onshore II-4

Eólica Offshore

Anexo 6: Tabela descritiva de eólica offshore II-5

Solar PV

Anexo 7: Tabela descritiva de solar PV

II-6

Solar Termoeléctrico

Anexo 8: Tabela descritiva de solar termoeléctrico

II-7

Biomassa

Anexo 9: Tabela descritiva de biomassa

II-8

Biogás

Anexo 10: Tabela descritiva de biogás

II-9

Ondas

Anexo 11: Tabela descritiva de ondas II-10

Marés

Anexo 12: Tabela descritiva de marés

II-11

Geotérmica

Anexo 13: Tabela descritiva de geotérmica

II-12

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