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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
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
capacidade duplica. A figura 2.21 justifica a escolha do valor.
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
anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão
representadas nas figuras 2.24 e 2.25.
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
]
World Energy Outlook 2006
World Energy Outlook 2006
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
fontes e aquele que foi considerado estão representados na figura 2.32.
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
capacidade duplica. A figura 2.37 justifica a escolha do valor.
A tecnologia termoeléctrica tem uma redução de custos de 9% cada vez que a sua
capacidade duplica. A figura 2.37 justifica a escolha do valor.
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
fontes e aquele que foi considerado estão representados na figura 2.39.
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
World 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
duplica. A figura 2.45 justifica a escolha do valor.
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
representadas nas figuras 2.48 e 2.49.
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
duplica. A figura 2.52 justifica a escolha do valor.
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
O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 21 €/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 2.54.
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
representadas nas figuras 2.55 e 2.56.
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
World 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
duplica. A figura 2.61 justifica a escolha do valor.
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
O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 56 €/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 2.63.
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
representadas nas figuras 2.64 e 2.65.
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
O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 48 €/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 2.70.
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
]
World Energy Outlook 2006
World Energy Outlook 2006
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
duplica. A figura 2.74 justifica a escolha do valor.
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
O custo de operação e manutenção (OPEX) é de 42 €/MWh sendo assumida uma partição
entre custos fixos (FOM) e variáveis (VOM) de 50%. Os valores de OPEX obtidos nas respectivas
fontes e aquele que foi considerado estão representados na figura 2.76.
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
anos. As escolhas da percentagem anual de funcionamento e do período de vida útil estão
representadas nas figuras 2.77 e 2.78.
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