ESTUDO DE CASO DE UMA USINA EÓLICA OFFSHORE NO BRASIL

Autor:

KEVIN FARAH BUCKLEY

MBE ENERGIA – Turma 2018.01

RIO DE JANEIRO - RJ

2020

KEVIN FARAH BUCKLEY

ESTUDO DE CASO DE UMA USINA EÓLICA OFFSHORE NO BRASIL

Trabalho de Conclusão de Curso (TCC)

MBE ENERGIA – Turma 2018.01

Orientador

CARLOS BASTIAN PINTO

RIO DE JANEIRO - RJ

2020

RESUMO

Este trabalho propõe identificar uma região costeira no Brasil com alto potencial de geração eólica offshore, considerando as características meteorológicas e geográficas que propiciam um regime de ventos adequados para a geração eólica, aliado a condições adequadas de infraestrutura local para desenvolver um empreendimento offshore. Uma vez identificada a região, analisar o ambiente comercial para esta indústria, definir as características do empreendimento, como potência instalada, quantidade e tipo de aerogeradores, forma de conexão ao sistema elétrico e, então, definir os níveis de custo associados à implementação e operação de uma usina eólica offshore nessas condições. A partir daí, realizar uma valoração preliminar do empreendimento através da análise de fluxo de caixa ao longo da vida produtiva para verificar se há viabilidade econômica para esse desenvolvimento. Com os resultados obtidos, discutir quais fatores têm maior impacto na viabilidade econômica e como se poderia buscar soluções para tornar viável esse tipo de empreendimento.

A região escolhida para a este estudo de caso foi o litoral do Ceará, dentro de uma faixa de 10 km a 20 km de distância da costa, com uma profundidade de 10 m a 30 m, considerando uma usina eólica offshore de 300 MW de capacidade, com turbinas de 6 MW cada e fator de capacidade de 50%. Os resultados obtidos indicam que seria difícil a viabilidade econômica de um empreendimento de geração eólica offshore sem algum tipo de incentivo governamental, já que o caso com condições normais de tarifas energéticas e impostos apresentou um VPL negativo em mais de R$ 800 milhões e baixa taxa interna de retorno. Ao considerar algum tipo de subsídio e benefício fiscal alterando positivamente parâmetros simples como o valor da tarifa, a taxa de desconto e o imposto cobrado, foi obtido um resultado melhor, com VPL positivo em mais de R$ 400 milhões, TIR de 10% e payback descontado em 14 anos. Ainda é um resultado marginal para o nível de risco associado a um empreendimento de eólica offshore, visto que é uma indústria ainda não desenvolvida no Brasil e com grande sensibilidade aos altos custos de investimento. Mas existe vontade política e demanda social, que podem ajudar a subsidiar o início desta indústria para aproveitar o potencial eólico que o país possui, e assim contribuir para atingir as metas de redução de emissões de CO2 e atendimento à crescente demanda energética nas próximas décadas.

Palavras-chave: Energias renováveis, energia eólica, eólicas offshore, valoração de projeto.

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 4

a. Região de alto potencial de geração eólica offshore ............................................ 7

b. Custos de Desenvolvimento de um Projeto Eólico Offshore ............................... 13

2. METODOLOGIA ................................................................................................. 15

3. RESULTADOS E CONCLUSÃO ........................................................................ 17

4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 20

ANEXO I .................................................................................................................... 23

4

1. INTRODUÇÃO

O homem usa a energia do vento desde a antiguidade, quando egípcios já

construíam embarcações movidas a remo e com uma vela quadrada em um mastro

central, que ajudava a propelir o barco através do Rio Nilo. Durante séculos a

navegação foi o principal uso da energia eólica, até que por volta do século X, na

Pérsia, um novo tipo de moinho, não movido a partir da corrente de água de um rio e

sim movido com a força de arraste do vento, começou a ser usado para bombear água

e moer grãos. Era um moinho de vento de eixo vertical, com velas e um canal de

entrada de forma que o arraste da corrente de ar só atuava em um dos lados e fazia

o eixo vertical girar. Dois séculos depois, no norte da Europa, moinhos de eixo

horizontal apoiados em torres começaram a ser usados. Esses eram mais parecidos

com os moinhos usados até hoje, que fazem uso da força de empuxo criado pelo

formato aerodinâmico das pás ao invés do arraste, sendo assim muito mais eficientes

por aproveitar toda a área do diâmetro do rotor (CAMARGO SCHUBERT

ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

a) b)

Figuras 1.a): Ilustração de um barco a vela usado na antiga civilização egípcia (EGYPT TODAY,

2020); 1.b): Componentes de um aerogerador (SILVA, 2020)

A conversão da energia cinética da massa de ar passando pelo rotor para

energia mecânica de rotação do eixo é descrita pela fórmula da energia cinética

transportada por essa massa de ar por unidade de tempo, que chega à potência

disponível na área do rotor: 𝑃 =𝜌𝐴𝑉3

2, onde P é a potência, ρ é a densidade do ar, A é

a área do rotor, V é a velocidade do vento. Como a conversão da energia não é

completa, ainda é preciso multiplicar essa potência por um coeficiente aerodinâmico

de potência do rotor e por um coeficiente de perda na geração elétrica no conjunto

gerador/transmissão (SILVA, 2020).

5

Figura 2: Elementos da nacelle de um aerogerador (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS

ASSOCIADOS, 2019).

A tecnologia usada hoje para os aerogeradores modernos produz eletricidade

a partir da rotação do eixo horizontal do rotor, transferida para um gerador elétrico

localizado logo atrás do rotor, no compartimento chamado de nacelle (Figura 2).

Inovações na aerodinâmica das pás, na sustentação da torre e nos materiais de

fabricação permitiram evoluir até alcançar elevados níveis de eficiência energética na

geração, com turbinas cada vez maiores e mais potentes, necessitando de menos

aerogeradores para produzir a mesma energia (IRENA, 2016b).

Figura 3: Crescimento da capacidade e diâmetro dos rotores de aerogeradores

(IRENA, 2016b)

6

A geração eólica offshore começou no início dos anos 1990, na Dinamarca, e

evoluiu comercialmente a partir dos anos 2000. Os modelos de aerogeradores usados

offshore são bem parecidos com os modelos usados em terra, mas no ambiente

marinho é possível usar turbinas maiores devido às menores restrições de espaço,

inclusive para melhorar o custo por MW pela redução do número de unidades de

turbinas. A capacidade instalada de geração eólica offshore no mundo cresceu de

alguns megawatts em 2001 para mais de 12 GW em 2015 e com projetos em

andamento que devem atingir 17 GW em 2022 (IRENA, 2016b e EPE, 2020). A grande

maioria dos parques eólicos offshore estão instalados nas costas setentrionais da

Europa (Reino Unido, Alemanha, Dinamarca, Bélgica, Holanda e Suécia) e na China.

Novos desenvolvimentos estão em andamento também nos EUA, Japão e devem se

espalhar à medida que os custos de implantação baixarem com ganhos de escala e

inovações tecnológicas.

A principal razão para o rápido desenvolvimento da indústria de geração de

energia eólica é a busca por fontes de energia renováveis para substituir as fontes

fósseis na matriz energética global. As metas climáticas definidas no acordo de Paris

em 2015 para reduzir as emissões de gases de efeito estufa, principalmente o CO2,

e evitar o aquecimento global necessitam de grandes esforços de governos, empresas

e sociedades para alavancar investimentos em energias renováveis. As energias solar

e eólica são as fontes que hoje despontam como as mais capazes de gerar energia

em larga escala e garantir o fornecimento para o progresso da sociedade durante essa

transição energética.

O Brasil já possui uma matriz energética com uma participação de fontes

renováveis muito acima da média global, principalmente devido à grande capacidade

de geração hidrelétrica. Mas ainda pode contribuir ainda mais com esse esforço

global, tendo inclusive assinado o acordo de Paris com metas para redução de

emissões de CO2, através do investimento em geração eólica e solar. O país tem

grande potencial em ambas as fontes e pode ainda aliar com uma transição de

geração termoelétrica com óleo combustível para gás natural.

O cenário no Brasil para desenvolver um empreendimento de geração de

energia eólica é muito bom em terra, com grande crescimento observado nos últimos

10 anos (gráfico 1). Porém no ambiente offshore ainda não existem empreendimentos

7

em operação, somente em fases preliminares de licenciamento ambiental, como será

discutido mais à frente neste trabalho.

Gráfico 1: Evolução da geração eólica no Brasil (EPE, 2019)

Este trabalho propõe identificar uma região costeira no Brasil com alto potencial

de geração eólica offshore, considerando aspectos técnicos e econômicos, analisar o

ambiente comercial para esta indústria e definir os níveis de custo associados à

implementação e operação de uma usina eólica offshore. A partir daí, realizar uma

valoração preliminar do empreendimento e verificar se há viabilidade econômica para

esse desenvolvimento, discutindo quais fatores têm maior impacto no resultado e

como se poderia buscar uma solução para tornar viável esse tipo de empreendimento.

a. Região de alto potencial de geração eólica offshore

Baseado nos dados do Global Wind Atlas (TUD, 2019), as regiões no Brasil

com maior potencial de ventos para a instalação de usinas eólicas em ambientes

offshore são a costa marítima do Nordeste, do Rio Grande do Norte ao Maranhão, a

costa marítima e lagoas do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina e a costa marítima

do norte do Rio de Janeiro e sul do Espírito Santo (figura 4).

8

Figura 4: Velocidade Média de Ventos a 100m no Brasil (TUD, 2019)

Destas regiões de mais alto potencial, o estado do Ceará é um dos mais

promissores e com boa disponibilidade de informações atualizadas de seu potencial

de ventos, tendo publicado em 2019 a última versão do seu Atlas Eólico e Solar do

Estado do Ceará. O Ceará tem 2GW de capacidade instalada de geração eólica,

distribuídos em 81 usinas, todas em terra, com potência instalada variando entre 5

MW e 230 MW (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

Destes, 1,81 GW estão ligados ao Sistema Interligado Nacional (SIN), enquanto 240

MW são de usinas que não estão conectadas ao SIN. O estado tem com isso a 3ª

maior capacidade instalada de energia eólica no Brasil, atrás apenas de Bahia e Rio

Grande do Norte, que têm 4,1 GW de capacidade eólica instalada cada um (ONS,

2020).

9

Gráfico 2: Capacidade instalada de usinas eólicas por estado no Brasil (ONS, 2020)

O Ceará é um estado que na última década apresentou um crescimento anual

do PIB duas vezes maior do que a média nacional, possui localização geográfica

estratégica dada a maior proximidade com os países da América do Norte e Europa,

apresenta custo de mão-de-obra mais baixo que a média nacional e políticas de

incentivo fiscal às energias renováveis. Em 2017 o Ceará consumiu 11.800 GWh de

energia elétrica e o estado é um exportador de energia elétrica a outros estados

através do SIN, com cerca de um terço de sua produção tendo este destino

(CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

A indústria eólica já é uma atividade econômica importante no Ceará. O estado

conta com pontos de conexão ao SIN para as redes de transmissão elétricas em locais

estratégicos; os portos de Pecém e de Mucuípe (em Fortaleza) são utilizados para

importação, exportação, transporte e armazenagem de componentes para energias

renováveis; a indústria local fabrica componentes usados na construção de

aerogeradores, como pás, rotores e nacelles, destacando-se as empresas Wobben,

Vestas e Aeris (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019). Para

indústria de eólicas offshore será necessário avaliar e adaptar ou desenvolver

infraestrutura portuária de apoio marítimo e operacional para os parques offshore.

Não existem turbinas eólicas offshore operando no Brasil no momento, mas

existem novos empreendimentos em processo de licenciamento ambiental no IBAMA

em fase preliminar, com FCAs (Ficha de Caracterização de Atividade) e estudos

enviados de EIA/RIMA (Estudo de Impacto Ambiental e Relatório de Impacto

RN - 4158

BA - 4082CE - 2055

RS - 1832

PI - 1757

PE - 646

MA - 426 SC - 246PB - 157

POTÊNCIA EÓLICA INSTALADA (MW)

Brasil: 15,4 GW

10

Ambiental). Destes, 3 estão localizados no Ceará, 1 no Rio de Janeiro e 1 no Rio

Grande do Sul (EPE, 2020). Havia mais um no Rio Grande do Norte, mas a Petrobras,

proprietária do empreendimento, o suspendeu (ver tabela 1 abaixo).

Projeto Estado Capacidade Início do

processo

Desenvolvedor (Holding)

Caucaia CE 600 MW 2016 BI Energia (Fortore, ITA)

Asa Branca I CE 400 MW 2017 Eólica Brasil (independente)

Jangada CE 3000 MW 2019 Neoenergia (Iberdrola, ESP)

Maravilha RJ 3000 MW 2019 Neoenergia (Iberdrola, ESP)

Águas

Claras

RS 3000 MW 2019 Neoenergia (Iberdrola, ESP)

Piloto

Ubarana

RN 5 MW 2018 Petrobras (suspenso)

Tabela 1: Parques eólicos offshore em processo de licenciamento ambiental no Brasil (EPE, 2020)

O complexo de Asa Branca é um dos pioneiros em desenvolvimento, liderado

por uma empresa nacional independente, a Eólica Brasil, cujo CEO, Marcelo Storrer,

também é presidente da recém-criada Associação Brasileira de Eólicas Marítimas

(ABEMAR). O complexo de Caucaia está sendo desenvolvido pela BI Energia, uma

empresa ligada, através da holding Imprese e Sviluppo, ao grupo italiano Fortore

Energia, que desenvolve, constrói e opera usinas eólicas na Itália. O terceiro

empreendimento offshore no Ceará é o complexo Jangada, desenvolvido pela

Neoenergia, empresa do grupo espanhol Iberdrola, que é um dos grandes players da

indústria de eólicas offshore no mundo, com usinas em operação no Reino Unido,

França, Alemanha e EUA. No Brasil, a Neoenergia atua de forma integrada no sistema

de energia elétrica, desde a geração, com hidrelétricas, eólicas e térmicas, passando

pela transmissão e finalmente na distribuição e comercialização de eletricidade em

vários estados brasileiros, especialmente no Nordeste. Os outros dois

empreendimentos também são da Neoenergia e fazem parte de um “pacote” de novos

projetos, incluindo o complexo Jangada -CE, o complexo Maravilha-RJ e o complexo

Águas Claras-RS. As características dos três projetos da Neoenergia são

semelhantes, cada um com 4 parques de 750 MW, com 50 aerogeradores de 15 MW

em cada parque (EPBR, 2020).

11

Figura 5: Mapas dos 5 complexos eólicos offshore em licenciamento no Brasil (EPBR, 2020)

O regime de ventos no litoral do Ceará é influenciado pela Zona de

Convergência Intertropical – ZCIT – uma zona global de baixa pressão que ocorre na

região Tropical próxima à Linha do Equador, criando os ventos alísios de nordeste e

sudeste. A movimentação sazonal da ZCIT na direção norte-sul intensifica a

velocidade dos ventos no segundo semestre do ano e acalma os ventos no primeiro

semestre (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

O potencial eólico anual a 100m de altura no litoral do Ceará é alto, com

velocidades médias de vento na faixa de 8,5 m/s a 9,5 m/s. A característica da região

é de ter ventos constantes ao longo do dia, mas um efeito significativo de sazonalidade

anual, com velocidades de vento na faixa de 6-7 m/s nos meses de Janeiro a Maio,

enquanto que nos meses de Junho a Dezembro essa variação é de 9-11 m/s. A média

anual resultante permite estimar um fator de capacidade bruto de 60% para as turbinas

eólicas offshore em áreas de até 20 m de profundidade de lâmina d’água (CAMARGO

SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

12

Tabela 2: Potencial Eólico Offshore do Ceará (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS

ASSOCIADOS, 2019)

Figura 6: Potencial eólico offshore anual do Ceará (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS

ASSOCIADOS, 2019)

13

b. Custos de Desenvolvimento de um Projeto Eólico Offshore

O aproveitamento dos ventos na superfície marítima para gerar energia

costuma ser melhor do que em terra devido à superfície plana, sem obstáculos, menos

restrições à distância do solo e ao regime mais forte e constante de ventos nesse

ambiente, favorecendo o uso de turbinas de maior potência, com maior diâmetro de

rotor. Outra vantagem significativa é ter os aerogeradores afastados de comunidades

e populações, evitando a poluição sonora e visual normalmente causada pelos

parques eólicos em terra. A grande desvantagem das usinas offshore é o custo bem

mais alto (CAMARGO SCHUBERT ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

Enquanto o custo normalizado da energia produzida (Levelized Cost of

Electricity – LCOE) das eólicas onshore fica em torno de USD 56/MWh, o das eólicas

offshore é aproximadamente o dobro: USD 127/MWh. Um fator ainda maior é visto no

custo total instalado: a média para onshore é de USD 1497/kW e para offshore é de

USD 4353/kW (IRENA, 2019).

Gráfico 3: Comparação de custos de eólica onshore e offshore (IRENA, 2019)

A razão dessa diferença entre onshore e offshore é observada claramente na

composição do custo de investimento de cada uma dessas aplicações, conforme

gráfico 4. A participação dos custos de fundações, conexão ao grid, construção e

instalação no custo total da eólica offshore (~60%) é muito maior do que no da onshore

(~25%), evidenciando que esses são os principais fatores que conferem altos custos

à offshore (DELOITTE, 2014).

56

127

0

20

40

60

80

100

120

140

USD

/MW

h

Custo Normalizado da Eletricidade

Onshore Offshore

1497

4353

0

1000

2000

3000

4000

5000

USD

/kW

Custo Total Instalado

Onshore Offshore

14

Gráfico 4: Composição dos custos totais instalados de eólicas onshore e offshore (DELOITTE, 2014)

A atratividade do desenvolvimento de eólicas offshore vem da possibilidade de

usar turbinas maiores e mais potentes e, portanto, ter menos aerogeradores por MW

instalado. E do maior fator de capacidade na geração por causa do regime tipicamente

mais forte e constante de ventos, com menos obstáculos, permitindo um fator na faixa

de 40-60% offshore contra uma faixa de 20-40% onshore. Esses fatores de maior

eficiência da eólica offshore precisam ser grandes o suficiente para compensar os

custos mais altos de instalação.

A eólica offshore se utiliza dos mesmos tipos de recursos da indústria offshore

de óleo e gás (O&G), com grandes navios de construção para fazer as fundações,

transportar, içar e instalar as torres, pás, rotores e nacelles. Esses recursos são

bastante caros, com mão-de-obra especializada e altos riscos envolvidos nas

operações. Por isso instalar usinas eólicas offshore em regiões com concomitante

atividade offshore para a indústria de óleo e gás tem um benefício de se compartilhar

o desenvolvimento e uso da infraestrutura e ter recursos disponíveis. No litoral do

Ceará não há atividade offshore de O&G no momento, mas diversos blocos licitados

a grandes empresas de O&G se encontram na região, conhecida como Margem

Equatorial, esperando licenciamento ambiental para começar atividades exploratórias

(EPBR, 2020).

A metodologia de estimativa de custo da IRENA (2019) usa um WACC de 7,5%

para países desenvolvidos e China, e 10% para o resto do mundo. E considera o custo

de operações, OPEX, dentro da faixa de USD 0,02 – 0,05 por kWh gerado. Já o estudo

feito pela AFRY para o governo holandês (2020) aponta custos de OPEX em 2020 a

7%7%

12%

74%

Onshore

20%

20%

20%

40%

Offshore

Outros custos decapital

Construção

Conexão Elétrica

Turbinas

15

EUR 60/kW/ano, com previsão de redução nos anos seguintes devido às economias

de escala para operações e manutenção de aerogeradores. O mesmo estudo aponta

um custo total de investimento, CAPEX, para usinas offshore em 2020 de EUR

1920/kW. As referências de custo do estudo da AFRY serão usadas neste estudo de

caso, já que são os dados mais atuais coletados em pesquisa e fazem sentido para

um desenvolvimento que ocorreria além da segunda metade da década de 2020. No

entanto, para refletir um risco de custos mais altos em se tratando de uma região sem

tradição de indústrias offshore foi acrescido um adicional de 20% neste custo,

chegando a USD 2500/kW. Na conversão de câmbio atual, considerando USD 1 = R$

4,50 o valor em Real de R$ 11.250 se equipara com a estimativa do estudo da EPE

Roadmap Eólica Offshore (2020) que sugere uma faixa de R$8.700/kW a R$

15.600/kW para o CAPEX.

2. METODOLOGIA

Para o estudo de caso deste trabalho, foi considerado o desenvolvimento de

uma usina eólica offshore no litoral do estado do Ceará com capacidade instalada de

300 MW, contendo 50 aerogeradores de 6 MW de potência cada um, com hub a 110m

de altura e diâmetro de rotor de 150 m. Como este estudo é teórico, um local exato do

parque eólico não foi definido, mas pode-se assumir que ele fica a uma distância de

10 km a 20 km da costa, em águas com profundidade de 10 m a 30 m e que a conexão

elétrica dos parque gerador com a terra se dá por meio de uma plataforma servindo

como subestação e cabos submarinos que levam a corrente elétrica até uma outra

subestação em terra, de onde linhas de transmissão saem para conectar ao SIN no

ponto mais próximo ou plausível, como, por exemplo, São Gonçalo de Amarante,

próximo de Fortaleza, ou até mesmo em Sobral, caso o parque seja no norte do

estado.

As condições de vento consideradas neste estudo são com velocidade média

de 8 m/s a 9 m/s, em regime constante, porém sazonal em base anual, que permite

assumir um fator de capacidade de 50% no projeto. Desta forma o parque poderia

gerar até 1,3 GWh de energia em um ano, o equivalente a 10% da energia elétrica

16

consumida em todo o estado do Ceará em 2017 (CAMARGO SCHUBERT

ENGENHEIROS ASSOCIADOS, 2019).

É necessário um investimento de capital, CAPEX, da ordem de R$ 3,4 bilhões

já nos primeiros anos do empreendimento, com a fabricação de turbinas, pás, torres

e outros equipamentos, com a instalação dos aerogeradores em mar aberto usando

embarcações especiais e com a conexão com a rede elétrica. Durante a operação da

usina, outros R$ 740 milhões, já descontados a valor presente, serão gastos para

operar e manter os aerogeradores no ambiente marítimo offshore durante os 20 anos

de operação previstos.

Para a análise de viabilidade econômica do empreendimento, será considerada

uma taxa de desconto de 10%, conforme recomendado para países fora da OCDE

(IRENA, 2019). Em um ambiente político e econômico de incentivos ao

desenvolvimento da indústria de geração de energia renovável, usando o potencial

eólico offshore do país e desenvolvendo a tecnologia e expertise localmente nessa

área de atuação, poderia ser considerada uma taxe menor, como 8% que é

recomendado para países da OCDE e China.

A tarifa que deve ser assumida na análise econômica é uma variável tão

importante quanto complicada de se estimar. Uma forma de se atribuir uma referência

de quanto essa tarifa precisaria ser para que o empreendimento seja viável é

calculando o custo normalizado da eletricidade, ou também conhecido como LCOE

(Levelized Cost of Electricity). Este é um parâmetro muito usado para comparar o

custo da energia gerada por fontes diversas e significa o quanto precisa ser o preço

da eletricidade vendida para que o empreendimento tenha receitas iguais aos custos

totais, gerando um retorno igual à taxa de desconto (IRENA, 2019). O LCOE é um

bom parâmetro comparativo, mas para estimar a tarifa que vai gerar a receita do

empreendimento o melhor é usar as tarifas realizadas de mercado das séries

históricas.

As tarifas realizadas na Europa historicamente ficaram em torno de EUR 40-

50/MWh nos últimos dez anos (AFRY, 2020). Convertendo esse valor em Reais tem-

se aproximadamente R$ 200/MWh, que é menor do que a tarifa média praticada na

região Nordeste do Brasil nos últimos 8 anos, que foi de R$ 290/MWh no mercado

17

livre, cujo preço de referência é o PLD, Preço de Liquidação de Diferenças (CCEE,

2020).

Gráfico 5: Preço da energia no mercado livre (PLD) no Nordeste (CCEE, 2020)

3. RESULTADOS E CONCLUSÃO

A valoração econômica do empreendimento descrito neste estudo de caso está

apresentada no Anexo I. O método utilizado foi a determinação de um fluxo de caixa

simplificado, baseado na receita da geração de eletricidade, custos de investimento e

operacionais e imposto de renda. Os parâmetros de cálculo utilizados, já mencionados

nas seções anteriores deste trabalho, estão resumidos na tabela 3. Dois casos foram

analisados, o Caso 1 com os parâmetros econômicos baseados em séries históricas

e o Caso 2 com uma variação de parâmetros específicos assumindo formas de

incentivo governamental, como redução de impostos e subsídios na tarifa, para

viabilizar economicamente o projeto.

Parâmetro Caso 1 Caso 2 Unidade Comentário

Tarifa de energia 290 400 R$/MWh PLD médio histórico

Potência instalada 300 300 MW

Fator de

Capacidade

50 50 % Ventos 8-9 m/s,

offshore

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

jan

-12

abr-

12

jul-

12

ou

t-1

2ja

n-1

3ab

r-1

3ju

l-1

3o

ut-

13

jan

-14

abr-

14

jul-

14

ou

t-1

4ja

n-1

5ab

r-1

5ju

l-1

5o

ut-

15

jan

-16

abr-

16

jul-

16

ou

t-1

6ja

n-1

7ab

r-1

7ju

l-1

7o

ut-

17

jan

-18

abr-

18

jul-

18

ou

t-1

8ja

n-1

9ab

r-1

9ju

l-1

9o

ut-

19

jan

-20

abr-

20

R$

/MW

h

Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) no Nordeste

18

Potência da

Turbina

6 6 MW 50 turbinas no total

OPEX 60 60 USD/kW/ano Ref AFRY, 2020

Depreciação 12 12 anos

Imposto de Renda 27 20 %

CAPEX 2500 2500 USD/MW Ref AFRY, 2020

Taxa de Desconto 10 8 %

Câmbio 4,5 4,5 R$/USD

Tabela 3: Parâmetros da valoração econômica para os casos 1 e 2

Os resultados de viabilidade econômica são analisados com base nos critérios

tradicionais de valoração de projetos: Valor Presente Líquido (VPL), TIR (Taxa Interna

de Retorno), Payback, Value Investment Ratio (VIR) e LCOE. A tabela 4 mostra os

resultados obtidos.

Parâmetro Caso 1 Caso 2 Unidade Comentário

VPL (-)860 422 R$ MM

TIR 4,9 10 %

VIR (-)0,27 0,13 - Adimensional

Payback 20+ 14 Anos Payback Descontado

LCOE 367 367 R$/MWh Custo Total / Geração

Tabela 4: Resultados econômicos da valoração dos casos 1 e 2

Os resultados obtidos indicam que seria difícil a viabilidade econômica de um

empreendimento de geração eólica offshore na costa do Ceará sem algum tipo de

incentivo governamental.

O VPL do Caso 1 é negativo em R$ 860 milhões e o TIR é apenas 4,9%, ou seja, o

projeto gera prejuízo a uma taxa de desconto de 10% e um retorno a 4,9% não é

condizente com o nível de risco e incertezas associados ao desenvolvimento de

eólicas offshore.

O VPL do Caso 2 é positivo em R$ 422 milhões, que é um bom valor de retorno,

mas com um TIR de 10% e um VIR de 0,13 pode-se ainda definir este tipo de

empreendimento como marginal, dado o alto risco envolvido e uma baixa razão de

retorno em relação ao alto investimento inicial. E o payback do projeto só acontece 14

19

anos depois de feito o investimento inicial, o que é um tempo longo para se ficar

exposto financeiramente.

O LCOE de ambos os casos é o mesmo, visto que os custos totais e a geração

não foram variadas de um caso para o outro, em 328 R$/MWh, ou 73 USD/MWh. Se

for comparado ao LCOE do benchmark da IRENA (2019), de 127 USD/MWh, vê-se

que os custos totais deste empreendimento são otimistas, carecendo de uma

realização da esperada redução de custo no mercado de eólicas offshore para ser

alcançado.

Os incentivos fiscais e subsídios parecem ainda ser essenciais nesta fase de

maturação da indústria de eólicas offshore no Brasil e podem vir a contribuir para que

um projeto seja economicamente viável, dependendo das condições aqui

apresentadas. Mas o grande potencial de ventos em locais da costa brasileira, o

desenvolvimento de uma indústria offshore comum entre O&G e Eólicas e um

incentivo político para desenvolver formas de geração de energia sustentável a longo

prazo podem conjugar fatores que destravam esse tipo de investimento no Brasil nos

próximos anos.

Este estudo de caso considerou parâmetros simplificados e limitou a análise de

riscos envolvidos no investimento em eólicas offshore para gerar resultados

preliminares que servem de orientação para alguns dos desafios envolvidos. Porém,

outros fatores muito importantes não foram discutidos nesta análise mesmo tendo um

peso muito grande na decisão de investimento, como riscos ambientais de instalação

e operação, incerteza no licenciamento ambiental, falta de clareza no ambiente

regulatório, ausência de marcos legais para esse tipo de atividade específica,

crescimento do mercado global, entre outros. Muitas das referências bibliográficas

aqui mencionadas discutem profundamente esses fatores de risco e é possível

vermos que há muitos desafios pela frente para mitigá-los, aliados a uma grande

vontade da sociedade de realizar esses empreendimentos sustentáveis.

20

4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AFRY. The business case and supporting interventions for Dutch offshore wind, 2020.

Disponível em <https://afry.com/sites/default/files/2020-

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22

TUD (Technical University of Denmark). Global Wind Atlas, 2019. Disponível em

<https://globalwindatlas.info/>, acesso em Abril 2020.

23

ANEXO I

Planilha de cálculo da valoração econômica do empreendimento:

Cash Flow Eólica

Offshore.xlsx