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Análise da viabilidade de um parque eólico na Costa Portuguesa
Paula Ferreira
Filipa Vieira
21 de Setembro de 2009
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Apresentação
• MotivaçãoMotivação• Objectivo do estudoObjectivo do estudo• Sistema eléctrico portuguêsSistema eléctrico português• Análise do projectoAnálise do projecto• Análise de sensibilidade dos resultadosAnálise de sensibilidade dos resultados• ConclusõesConclusões• Trabalho futuroTrabalho futuro
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MotivaçãoMotivação
• O sector eólico é essencial para a concretização dos objectivos O sector eólico é essencial para a concretização dos objectivos
estabelecidos para a UE pela directiva 2001/77/EC estabelecidos para a UE pela directiva 2001/77/EC
• O sector da produção de electricidade por via eólica tem crescido O sector da produção de electricidade por via eólica tem crescido
significativamente ao longo dos últimos anos em Portugal significativamente ao longo dos últimos anos em Portugal
• As características geográficas do país aliadas ao regime de ventos e às As características geográficas do país aliadas ao regime de ventos e às
restrições ambientais impostas aos projectos, limitam de alguma forma restrições ambientais impostas aos projectos, limitam de alguma forma
o potencial eólico o potencial eólico onshoreonshore por explorar por explorar
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Objectivo de estudoObjectivo de estudo
A análise da viabilidade de instalação de parques eólicos A análise da viabilidade de instalação de parques eólicos
offshoreoffshore na costa Portuguesa, abordando as restrições na costa Portuguesa, abordando as restrições
técnicas e avaliando o interesse estratégico, ambiental e técnicas e avaliando o interesse estratégico, ambiental e
financeiro deste tipo de investimentos, numa óptica financeiro deste tipo de investimentos, numa óptica
empresarial.empresarial.
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O sistema eléctrico PortuguêsO sistema eléctrico Português
2008 2019
Consumo de electricidade
Potência instalada
Potência eólica instalada
52569GWh 83934 GWh
14916MW 27559 MW
3335MW 8050 MW
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Análise do projectoAnálise do projecto
Análise técnica Análise técnica
Análise estratégicaAnálise estratégica
Avaliação financeiraAvaliação financeira
Análise ambientalAnálise ambiental
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Análise técnicaAnálise técnica
1.1. Identificação do potencial eólico Identificação do potencial eólico
2.2. Equipamento disponível Equipamento disponível
3.3. Tipo de implementação possível/apropriada Tipo de implementação possível/apropriada
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Análise técnicaAnálise técnica
Velocidade do vento (m/s)
Potência debitada (kW)
Electricidade gerada (MWh/ano)
6 561 8548
8 1393 15325
Nota: Considerando a curva característica da turbina ENERCON E-112 (4500 - 6000 kW)
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Análise estratégicaAnálise estratégica
Pontos Fortes Ponto fracos
Velocidade média do vento offshore superior ao vento onshore.
Inexistência de densidade populacional.
Experiência acumulada das empresas nacionais no sector eólico.
Cluster Nacional da indústria eólica.
Custos de instalação.
Impactos externos.
Imprevisibilidade dos ventos.
Tecnologia ainda em desenvolvimento.
Reduzida experiência com a eólica offshore.
Dependência de tarifas reguladas.
Oportunidades Ameaças
Inexistência de parques eólicos offshore em Portugal.
Interesse empresarial no sector.
Perspectivas de crescimento do mercado.
Mercado com tarifas protegidas e garantia de acesso à rede.
Concorrência por outras fontes de energia renováveis.
Mercado eléctrico fortemente concentrado.
Tendência de liberalização do mercado e das tarifas.
Análise SWOT para o sector eólico offshore em Portugal
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Avaliação financeiraAvaliação financeira
Nº de turbinas 30
Potência de cada turbina 4500 kW
Potência total do parque 135 000 kW
Custo de investimento
Turbinas 772 €/kW
Fundações 900 €/kW
Instalação 605 €/kW
Ligação à rede 133 €/kW
Outros 105 €/kW
Total 2515 €/kW
Investimento inicial 339 525 m€
Custos de O&M 16 €/ MWh
O&M 5 671 m€/ano
Velocidade média do vento 7,5 m/s
Electricidade gerada 354 421 MWh/ano
Tarifa de venda 74 €/MWh
Dados utilizados na avaliação financeira:
Nota: Profundidade entre 40 e 50m
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Avaliação financeiraAvaliação financeira
Software RETScreen (cenário base)
(http://www.retscreen.net)
Custo projeto e sumario econ./receita
100.0% € 339,525,000100.0% € 339,525,000
€ 5,670,740€ 5,670,740
€ 26,227,173€ 26,227,173
Viabil. Financeira% 3.5%
% 3.5%
ano 16.5
€ -152,933,436€/ano -16,848,382
0.55$/MWh 121.54€/tCO2 125
TIR após impostos
Total de custos de investimento
Total de economia e receita anual
Economia anual e receitaReceita com eletricidade exportada
Total de custos anuais
Sistema de produção de eletricidade
TIR antes impostos
O&MPagamento anual de custos e empréstimos
Custos iniciais
Retorno simples
Custo da Geração de energiaCusto de Redução de GEE
Valor Actualizado Líquido (VAL)Economia anual no ciclo de vida
Razão custo benefício (C-B)
TA = 10%
n = 25 anos
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Análise ambientalAnálise ambiental
• Emissões evitadasEmissões evitadas
• Impacto visualImpacto visual
• RuídoRuído
•Impacto na vida marinhaImpacto na vida marinha
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Análise de sensibilidade Análise de sensibilidade dos resultadosdos resultados
Cenário 1Cenário 1: Aumento da tarifa : Aumento da tarifa feed-in (122€/MWh)feed-in (122€/MWh)
Custo projeto e sumario econ./receita
100.0% € 339,525,000100.0% € 339,525,000
€ 5,670,740€ 5,670,740
€ 43,239,393€ 43,239,393
Viabil. Financeira% 10.1%
% 10.1%
ano 9.0
€ 1,487,169€/ano 163,839
1.00$/MWh 121.54€/tCO2 125
TIR após impostos
Total de custos de investimento
Total de economia e receita anual
Economia anual e receitaReceita com eletricidade exportada
Total de custos anuais
Sistema de produção de eletricidade
TIR antes impostos
O&MPagamento anual de custos e empréstimos
Custos iniciais
Retorno simples
Custo da Geração de energiaCusto de Redução de GEE
Valor Actualizado Líquido (VAL)Economia anual no ciclo de vida
Razão custo benefício (C-B)
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Análise de sensibilidade Análise de sensibilidade dos resultadosdos resultados
Cenário 2Cenário 2: Diminuição dos custos de investimento e de O&M: Diminuição dos custos de investimento e de O&MCusto projeto e sumario econ./receita
100.0% € 275,400,000100.0% € 275,400,000
€ 4,607,476€ 4,607,476
€ 26,227,173€ 26,227,173
Viabil. Financeira% 6.0%
% 6.0%
ano 12.7
€ -79,157,148€/ano -8,720,590
0.71$/MWh 98.61€/tCO2 65
TIR após impostos
Total de custos de investimento
Total de economia e receita anual
Economia anual e receitaReceita com eletricidade exportada
Total de custos anuais
Sistema de produção de eletricidade
TIR antes impostos
O&MPagamento anual de custos e empréstimos
Custos iniciais
Retorno simples
Custo da Geração de energiaCusto de Redução de GEE
Valor Actualizado Líquido (VAL)Economia anual no ciclo de vida
Razão custo benefício (C-B)
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Análise de sensibilidade Análise de sensibilidade dos resultadosdos resultados
Cenário 3Cenário 3: : Regime de ventos Regime de ventos (6,5 m/s)(6,5 m/s)
Project costs and savings/income summary
100.0% € 339,525,000
100.0% € 339,525,000
€ 4,267,823
€ 4,267,823
€ 19,738,682
€ 19,738,682
Financial viability
% 1.0%
% 1.0%
yr 21.9
€ -199,095,394
€/yr -21,933,956
0.41
€/MWh 156.23€/tCO2 419
After-tax IRR
Total initial costs
Total annual savings and income
Annual savings and income
Total annual costs
Initial costs
Power system
O&M
Annual costs and debt payments
Energy production cost
GHG reduction cost
Net Present Value (NPV)
Annual life cycle savings
Benefit-Cost (B-C) ratio
Pre-tax IRR
Electricity export income
Simple payback
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Análise de sensibilidade Análise de sensibilidade dos resultadosdos resultados
Cenário 3Cenário 3: : Regime de ventos Regime de ventos (8,5 m/s)(8,5 m/s)
Project costs and savings/income summary
100.0% € 339,525,000
100.0% € 339,525,000
€ 6,988,282
€ 6,988,282
€ 32,320,804
€ 32,320,804
Financial viability
% 5.5%
% 5.5%
yr 13.4
€ -109,580,684
€/yr -12,072,293
0,68
€/MWh 101.64€/tCO2 141
Benefit-Cost (B-C) ratio
Energy production cost
GHG reduction cost
Simple payback
Net Present Value (NPV)
Annual life cycle savings
After-tax IRR
Total annual savings and income
Pre-tax IRR
Annual savings and income
Electricity export income
Total annual costs
Initial costs
Power system
Total initial costs
Annual costs and debt payments
O&M
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ConclusõesConclusões
• As características da costa Portuguesa com um potencial eólico de certa As características da costa Portuguesa com um potencial eólico de certa
forma limitado comparativamente a outros países e exigindo instalações forma limitado comparativamente a outros países e exigindo instalações
a grandes profundidades, contribuem para a ainda difícil viabilização a grandes profundidades, contribuem para a ainda difícil viabilização
económicaeconómica
• É necessário rever as tarifas É necessário rever as tarifas feed-infeed-in, de modo a criar condições que , de modo a criar condições que
tornem este investimento atractivo para as empresas, não só pelos tornem este investimento atractivo para as empresas, não só pelos
ganhos estratégicos, mas também financeiros ganhos estratégicos, mas também financeiros
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ConclusõesConclusões
• No cenário base análise de sensibilidade demonstrou que será No cenário base análise de sensibilidade demonstrou que será
necessário garantir uma tarifa necessário garantir uma tarifa feed-infeed-in de cerca de 122 €/MWh para de cerca de 122 €/MWh para
tornar o investimento analisado rentável (VAL>0), do ponto de vista tornar o investimento analisado rentável (VAL>0), do ponto de vista
financeirofinanceiro
• Foi possível estimar que poderia ser evitada a emissão anual de 134680 Foi possível estimar que poderia ser evitada a emissão anual de 134680
ton CO2 equivalente/ano, considerando um parque eólico offshore com ton CO2 equivalente/ano, considerando um parque eólico offshore com
135 MW de capacidade instalada 135 MW de capacidade instalada
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Trabalho futuroTrabalho futuro
• A aplicação de métodos participativos para a avaliação da A aplicação de métodos participativos para a avaliação da
aceitação social das centrais eólicas aceitação social das centrais eólicas offshoreoffshore, dada a , dada a
evidente necessidade de avaliar como a população reage e evidente necessidade de avaliar como a população reage e
aceita esta tecnologiaaceita esta tecnologia