REUTILIZAÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA
EÓLICA OFFSHORE
Karen Maia da Costa
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Naval e Oceânica
da Escola Politécnica, Universidade
Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção
do título de Engenheiro.
Orientadora: Marta Cecila Tapia Reyes
Rio de Janeiro
Fevereiro de 2018
REUTILIZAÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA
EÓLICA OFFSHORE
Karen Maia da Costa
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA NAVAL E OCEÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇAO DO GRAU DE ENGENHERIO NAVAL E
OCEÂNICO.
Examinada por:
Orientadora: Prof.ª D.Sc. Marta Cecila Tapia Reyes
D.Sc. Isaias Quaresma Masetti
Prof. D.Sc. Alexandre Teixeira de Pinho Alho
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
FEVEREIRO DE 2018
iii
Costa, Karen Maia da
Reutilização de Plataformas Fixas para Geração de
Energia Eólica Offshore/ Karen Maia da Costa. – Rio de
Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2018.
VIII, 64 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Marta Cecila Tapia Reyes
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Naval e Oceânica, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 53-55.
1. Energia Eólica Offshore. 2. Conversão. 3.
Plataformas Fixas. 4.Potencial Eólico. 5. Viabilidade
Econômica. I. Tapia Reyes, Marta Cecila. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de
Engenharia Naval e Oceânica. III. Reutilização de
Plataformas Fixas para Geração de Energia Eólica
Offshore.
iv
À memória de minha amada
avó, Maria da Glória, meu
exemplo de vida.
v
AGRADECIMENTOS
Agradeço, primeiramente, aos meus pais, Silvio e Isabelle, e à minha irmã,
Caroline, pelo apoio e incentivo à minha formação, sem os quais essa etapa não seria
concretizada. Obrigada pelo amor e compreensão durante todos os momentos difíceis
dessa trajetória. Agradeço, igualmente, aos meus avós que muito me ensinaram.
Aos meus amigos do colégio e da faculdade que me apoiaram e contribuíram para
que a caminhada fosse mais tranquila e prazerosa ao longo desses anos, agradeço de
coração. Ao meu namorado, Natan Rivière, que mesmo longe soube estar presente
nos momentos mais importantes, obrigada pelo carinho e atenção sem iguais.
Agradeço, ainda, à minha orientadora Marta Tapia e ao Isaias Masetti por terem
me guiado e ajudado durante a concepção desse trabalho. Obrigada pela atenção,
dedicação e pelas descontraídas reuniões semanais.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Naval e Oceânico.
REUTILIZAÇÃO DE PLATAFORMAS FIXAS PARA GERAÇÃO DE ENERGIA
EÓLICA OFFSHORE
Karen Maia da Costa
Fevereiro de 2018
Orientador: Marta Cecila Tapia Reyes
Curso: Engenharia Naval e Oceânica
Com o atual envelhecimento da frota de plataformas instaladas na costa brasileira, a
demanda por projetos de descomissionamento aumentou consideravelmente. Uma
alternativa bastante conveniente é a reutilização das estruturas existentes para
implantação de novos projetos offshore. Nesse contexto, o presente trabalho traz uma
solução de reuso para plataformas fixas como subestruturas para torres de geração de
energia eólica offshore. Estuda-se um parque eólico na região Nordeste do Brasil,
composto por seis plataformas fora de operação da Bacia de Sergipe. O principal
objetivo do trabalho é a análise de viabilidade econômica do projeto, para a qual foram
calculados os custos de todas as parcelas de vida-útil e a receita do projeto,
proveniente do calculo de potencial eólico local. Após a definição do tipo de
financiamento ideal para o empreendimento, a análise econômica foi realizada e os
resultados finais calculados.
Palavras-chave: Energia Eólica Offshore, Reutilização de Plataformas, Viabilidade
Econômica.
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as partial fulfillment of the
requirements for the degree of Naval Architect and Marine Engineer.
REUSE OF FIXED PLATFORMS FOR OFFSHORE WIND ENERGY GENERATION
Karen Maia da Costa
February/ 2018
Advisor: Marta Cecila Tapia Reyes
Course: Naval Architecture and Marine and Ocean Engineering
The current aging of the platform fleet installed in the Brazilian coast increases
considerably the demand for decommissioning projects. A very convenient alternative
is the reuse of existing structures for the implementation of new offshore projects. In
this context, the present work brings a reuse solution for fixed platforms as
substructures for offshore wind power generation towers. A wind farm in the North-
eastern region of Brazil is studied, consisting of six platforms out of operation in the
Sergipe Basin. The main objective of this work is the analysis of the economic
feasibility of the project, for which the costs of all the design life phases and the project
revenue were calculated, based on local wind potential. After defining the ideal type of
financing for the project, the economic analysis was performed and the final results
reached.
Keywords: Offshore Wind Energy, Reuse of Platforms, Economic Viability.
viii
SUMÁRIO
1. Introdução ............................................................................................................................................ 1
2. Contexto Motivacional ................................................................................................................... 2
2.1 Introdução à Energia Eólica .............................................................................................. 2
2.2 Panorama da Energia Eólica Offshore ........................................................................ 6
2.2.1 Cenário Mundial ................................................................................................................. 6
2.2.2 Potencial Eólico Brasileiro ............................................................................................. 8
2.3 Descarte de Estruturas Offshore .................................................................................. 10
3. Metodologia de Pesquisa ........................................................................................................... 12
3.1 Seleção do Local .................................................................................................................. 12
3.2 Potencial Eólico ..................................................................................................................... 13
3.3 Análise Econômica .............................................................................................................. 14
4. Análise ................................................................................................................................................. 16
4.1 Mapeamento das Estruturas ........................................................................................... 16
4.2 Potencial Eólico ..................................................................................................................... 21
4.3 Viabilidade Econômica ...................................................................................................... 24
4.3.1 Cálculo dos Custos ......................................................................................................... 24
4.3.2 Cálculo da Receita .......................................................................................................... 41
5. Resultados ......................................................................................................................................... 44
6. Estudo de Sensibilidade ............................................................................................................. 48
7. Conclusão .......................................................................................................................................... 51
8. Referências ....................................................................................................................................... 53
Anexo A – Características das UEP’s no NE .............................................................................. 56
Anexo B – Curvas de potência das turbinas ................................................................................ 57
Anexo C – Conversões Monetárias .................................................................................................. 59
Anexo D – Memória de Cálculo do Fluxo de Caixa ................................................................. 61
1
1. INTRODUÇÃO
Grande parte das plataformas fixas de petróleo no nordeste brasileiro excedeu a
vida-útil estimada de projeto ou se encontra no final da mesma. Consequentemente,
tal conjuntura leva a um processo de tomada de decisão quanto ao
descomissionamento das estruturas existentes [1]. Atualmente, de acordo com a
Diretoria de Portos e Costas da Marinha [2], existem 64 plataformas fixas na região,
das quais 20 se encontram fora de operação devido ao exaurimento de recursos,
término do contrato de concessão, baixa produtividade ou consequente inviabilidade
econômica. Entretanto, o futuro de tais plataformas ainda é incerto, visto que os
agentes do setor petrolífero nacional começaram a enfrentar os desafios de projetos
de descomissionamento somente nos últimos anos.
A atividade de descomissionamento de plataformas offshore é algo recente na
indústria brasileira de petróleo. A regulação dessa atividade ainda se encontra em
processo de desenvolvimento, o que traz grandes incertezas econômicas para os
custos de descomissionamento no Brasil [3]. Nesse contexto, buscam-se soluções
alternativas capazes de trazer novas funções para as plataformas existentes. A
possível reutilização das estruturas permite diminuir consideravelmente os custos de
descomissionamento, gerando ainda uma nova fonte de investimento.
Dentro desse cenário, o presente trabalho tem como objetivo propor uma solução
alternativa para o uso de tais plataformas, através da instalação de turbinas eólicas
offshore. A região nordeste do Brasil é bastante conhecida pelo grande potencial de
ventos, mostrando-se bom candidato para implantação de um parque eólico marítimo.
Além disso, o constante aumento na demanda de consumo elétrico no país reforça a
necessidade de diversificação da matriz energética nacional. Assim, a utilização de
plataformas existentes aumenta a atratividade de uma modalidade de geração de
energia ainda inexistente no país, a eólica offshore.
Dessa forma, o foco da tese é avaliar a viabilidade econômica da reutilização de
plataformas fixas como subestruturas para apoio de torres eólicas. Para tal, o trabalho
se inicia com o mapeamento de plataformas existentes, potencialmente elegíveis para
o projeto. Em seguida, estudam-se as características ambientais do local de operação
da usina, através da análise do potencial eólico de geração.
Por fim, é realizada a avaliação de viabilidade econômica do projeto por meio do
cálculo da receita do empreendimento e dos custos de implantação do parque eólico.
Espera-se com os resultados encontrados, possibilitar o estudo de novas soluções de
engenharia de conversão, validando a atual alternativa que visa suprir tanto uma
demanda do recente mercado de descomissionamento quanto à tendência de
aumento do consumo de energia elétrica do país.
2
2. CONTEXTO MOTIVACIONAL
O atual cenário energético mundial vem passando por grandes alterações nos
últimos anos com a busca da redução da dependência energética sobre combustíveis
fósseis. Além da instabilidade econômica proveniente da escassez em um futuro
próximo, o impacto ambiental com consequente aumento do aquecimento global e a
instabilidade política com ações militares a nível mundial são parte dos fatores que
levam os governos a empreenderem em ações efetivas em busca de novas fontes
energéticas [4].
Devido, sobretudo, ao impacto ambiental trazido pelas fontes convencionais de
geração de energia elétrica, tem-se buscado incentivar a utilização de fontes
renováveis de energia [5]. O Brasil possui uma expressiva participação de fontes
renováveis na sua matriz energética devido, predominantemente, as grandes
hidrelétricas. Entretanto, as modalidades de geração solar, eólica e de biomassa, por
exemplo, ainda são pouco expressivas.
2.1 INTRODUÇÃO À ENERGIA EÓLICA
A energia do vento tem sido aproveitada pelo homem há milhares de anos. Os
primeiros registros são os barcos a vela utilizados pelos egípcios e datados de
aproximadamente 5.000 A.C.. Outra aplicação histórica se trata dos moinhos de vento
que surgiram na Pérsia por volta de 500 A.C. e, eventualmente, se espalharam pelo
Oriente Médio, chegando a Europa e se estabelecendo, sobretudo, na Dinamarca e
Holanda no século XI [6].
A utilização do vento para a geração de energia elétrica teve inicio no final do
século XIX, com a primeira turbina eólica para a geração de eletricidade desenvolvida
pelo americano Charles Brush, em 1888. Em escala comercial, a primeira fazenda
eólica do mundo foi inaugurada um século mais tarde, em 1980 em New Hampshire
nos Estados Unidos, e tinha uma capacidade produtiva de 600 kW [7].
A tecnologia de aproveitamento eólico capaz de converter a energia cinética do
vento em energia elétrica é conhecida como aerogerador ou turbina eólica. O
aerogerador é um equipamento que absorve parte da potência cinética do vento
através de um rotor aerodinâmico, convertendo em potência mecânica do eixo, a qual
é convertida em potência elétrica através de um gerador elétrico [8].
Os tipos de turbinas eólicas são geralmente classificados de acordo com a direção
do eixo de rotação das pás em turbinas eólicas de eixo vertical (TEEV) ou turbinas
eólicas de eixo horizontal (TEEH) como ilustrado na Figura 1. Os aerogeradores com
rotor de eixo vertical apresentam algumas vantagens em relação aos de eixo
horizontal, pois seu gerador elétrico, caixa de transmissão e os sistemas de controle
podem ser montados no solo [9]. Além disso, as TEEV’s são permanentemente
alinhadas ao vento incidente e, portanto, não há necessidade de controlar a orientação
do rotor.
3
Figura 1: Exemplos de turbinas do tipo TEEV e TEEH. Fonte: MAIOLINO [10]
Entretanto as TEEV’s são menos eficientes do que as TEEHs, uma vez que
possuem altura limitada e, consequentemente, menor velocidade do vento. Além
disso, as turbinas de eixo horizontal apresentam as pás dispostas perpendicularmente
ao vento e permitem ajustes do ângulo de passo, o que também contribui para maior
eficiência do aerogerador [8]. Atualmente, todas as turbinas eólicas comercialmente
ligadas à rede elétrica são do tipo de eixo horizontal.
Um aerogerador convencional de eixo horizontal é composto por uma torre, um
rotor com pás uniformemente espaçadas e o nacelle como ilustrado na Figura 2.
Figura 2: Componentes de uma turbina eólica. Fonte: FundacíonMapfre [11]
4
O rotor da turbina é constituído pelas pás e pelo eixo e corresponde a parte que é
rotacionada pela ação do vento. As pás do rotor possuem perfil aerodinâmico e
normalmente são fabricadas em material compósito podendo chegar, atualmente, a
comprimentos de até 80 metros. A nacelle corresponde ao compartimento que protege
todos os componentes elétricos da turbina, como engrenagem, eixos de baixa e alta
velocidade, gerador controlador e freio. Em aerogeradores de grande porte, a nacelle
contém acessórios de manutenção, unidades de controle dos componentes e permite
acesso de técnicos ao seu interior [10].
Figura 3: Interior de um nacelle com componentes típicos. Fonte: Vestas [12]
Por fim, a torre corresponde à estrutura de suporte da turbina e suas
dimensões estão associadas ao tamanho da turbina, às condições ambientais do local
de operação e à qualidade do vento em que se deseja atuar. Normalmente são
constituídas de seções tubulares de aço e podem alcançar alturas de 100 metros.
Ademais, no caso de turbinas eólicas offshore, escopo do presente trabalho, as
torres são apoiadas no componente conhecido como subestrutura, composto pela
fundação e peça de transição. Tais fundações offshore podem ser fixas no leito
marinho ou estruturas flutuantes, apesar da segunda opção ser bastante recente no
mercado.
A concepção estrutural da torre e fundação de uma turbina eólica offshore
depende, antes de tudo, da lâmina d'água do campo onde a turbina será instalada
[10]. Atualmente, o tipo mais comumente utilizado é a monocoluna que consiste em
uma tubulação que se estende até o fundo do oceano e é adequada para lâminas
d’água de até 30 metros. Existem igualmente estruturas de base gravitacional e caixão
5
(Figura 4) que são apropriadas para menores lâminas d’água, enquanto que estruturas
de jaquetas e trípodes alcançam maiores profundidades e são, portanto, melhores
opções para empreendimentos mais distantes da costa.
Figura 4: Tipos de fundações para apoio de turbinas eólicas offshore. Fonte: MOULAS, et al. [13]
Com o aumento da experiência em empreendimentos offshore e a recente
necessidade de expansão da fonte de energia eólica, a opção por estruturas flutuantes
tem sido bastante estudada e desenvolvida por diversas empresas na região da
Europa. Objetiva-se, sobretudo, a utilização de maiores turbinas em condições de
vento mais distante da costa, acarretando em menos turbulência e maior capacidade
de produção. Dessa maneira, algumas tecnologias já estão sendo empregadas em
projetos piloto e se baseiam em três conceitos básicos: spar buoy, semi-sub e TLP
(Figura 5).
Figura 5: Tipos de fundações flutuantes para turbinas eólicas offshore. Fonte: DNV GL [14]
6
2.2 PANORAMA DA ENERGIA EÓLICA OFFSHORE
A energia eólica offshore consiste no aproveitamento da energia cinética do vento,
através da implantação de usinas eólicas ao longo da costa marítima. A transformação
da energia do vento em energia útil se dá através de aerogeradores para geração de
eletricidade. Trata-se de uma fonte energética abundante, limpa e renovável e, no
caso da offshore, apresenta uma série de vantagens no que se refere à uniformidade e
velocidade do vento e não ocupação de terras habitáveis.
A presente seção visa apresentar de maneira geral o contexto de utilização da
energia eólica offshore no mundo e, particularmente, no Brasil, atentando para o
panorama do mercado atual e potencial energético existente.
2.2.1 CENÁRIO MUNDIAL
De acordo com relatório do Global Wind Energy Council [15], em 2016 um total de
14 países já tinham parques eólicos em alto mar. A Dinamarca foi o país pioneiro em
1991, com a produção de energia offshore na primeira usina eólica mundial, a Vindeby
[7]. Desde então, a presença da União Europeia no mercado foi bastante expressiva.
Atualmente, o Mar do Norte concentra cerca de 72% da energia eólica offshore da
Europa, distribuída entre a Noruega, Dinamarca, Reino Unido, Alemanha, Holanda,
Bélgica e França [15].
O início do uso massivo da eólica offshore na Europa se deu, sobretudo, com a
saturação do espaço continental para instalação de novos empreendimentos, aliado a
uma conjuntura de impulso da indústria offshore [16]. Recentemente, a modalidade
energética já apresenta certa maturidade e Reino Unido, Dinamarca e Alemanha
representam os países com as maiores usinas eólicas offshore operacionais e em
construção do mundo, com tamanhos variando de 1GW até 2,5 GW [7].
O amadurecimento da indústria, da tecnologia e a confiança dos investidores nos
projetos, aliada a uma nova geração de aerogeradores causaram uma queda brusca
nos preços da eólica offshore nos últimos anos [15]. Consequentemente à redução de
custo e ao aumento de experiência de mercado, cada vez mais projetos foram
executados em maiores distancias da costa e em laminas d’água mais profundas, o
que é ilustrado no Gráfico1.
7
Gráfico 1: Comportamento da distância e profundidade de parques eólicos offshore com o passar dos
anos. Fonte: Fraunhofer IWES [17]
A tendência atual é a expansão da energia eólica offshore em outros continentes.
A Europa ainda lidera o mercado, mas a recente baixa de preços atraiu a atenção de
diversos países, sobretudo na América do Norte e Ásia, como pode ser visto no
Gráfico 2. A primeira usina eólica offshore implantada nos Estados Unidos se tornou
operacional em 2016 e mais projetos estão em andamento atualmente. Já a China
impressionou com o impulso da indústria, tendo o maior crescimento recente e uma
capacidade instalada de 169 GW, visando 210 GW até o ano de 2020.
Gráfico 2: Capacidade acumulada da energia eólica offshore no mundo. Fonte: GWEC [15].
8
2.2.2 POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO
Um fator de destaque no contexto energético nacional é o comportamento da
demanda elétrica atrelada ao consumo interno. Nos últimos anos, com o cenário
econômico desfavorável, o consumo de energia elétrica se manteve baixo quando
comparado com os índices de 2014, como pode ser visto no Gráfico 3. Entretanto,
percebe-se uma recuperação nos últimos meses de 2017 e, de acordo com estudos
divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética [18], o consumo brasileiro vai
alcançar 1.624 terawatt-hora até o ano de 2050.
A fim de garantir a demanda prevista pelo estudo da EPE [18], serão necessários
muitos investimentos na geração e transmissão de energia elétrica e diversificação da
matriz energética, que atualmente é baseada na produção hidrelétrica como é
ilustrado no Gráfico 4.
Gráfico 3: Comportamento do consumo de energia elétrica no Brasil. Fonte: EPE [18].
9
Gráfico 4: Oferta de energia elétrica por fonte. Fonte: EPE [18].
A participação da fonte eólica na oferta interna de energia elétrica atinge,
atualmente, 5,4% do mercado. São 503 parques eólicos e 6.500 geradores em todo
território nacional [15] e a modalidade continua em trajetória ascendente. Uma das
grandes vantagens da geração de eletricidade por meio dos ventos no Brasil é que ela
pode servir como fonte complementar à modalidade hidrelétrica. Isso se evidencia
principalmente no Nordeste, onde o potencial da energia eólica é mais intenso no
segundo semestre do ano, período de seca na região. Já nos primeiros seis meses do
ano, quando as chuvas se tornam mais frequentes, os reservatórios das hidrelétricas
se mantém em níveis adequados ao funcionamento e a oferta eólica diminui. Tal
comportamento pode ser visualizado no gráfico abaixo [15].
Gráfico 5: Complementaridade das fontes eólica e hidrelétrica. Fonte: ANEEL [19].
10
Embora existam diversos parques eólicos instalados no Brasil, até o momento
ainda não existem instalações eólicas offshore em operação. Apesar do grande
potencial de ventos na ZEE brasileira, que apresentou um potencial energético de 1,78
TW [20], superando assim o potencial estimado para a área continental do país, a
fonte eólica offshore ainda enfrenta alguns obstáculos. No Brasil, a modalidade
esbarra em altos custos, falta de regulamentação, falta de dados coletados e grandes
extensões de terras desabitadas. De acordo com especialistas, a fonte onshore de
energia vem se mostrando próspera em todos os aspectos, com custos competitivos
frente às outras modalidades. Dessa maneira, a previsão é que a geração de energia
eólica offshore só se torne estrategicamente atrativa no Brasil daqui a 10 a 20 anos.
Contudo, projetos conceituais de parques eólicos offshore já são uma realidade no
país. O Parque Eólico Asa Branca é um projeto que prevê a instalação de uma usina
com capacidade de 500 MW na região costeira do estado de Ceará, com operação
prevista para 2022. Além disso, a própria Petrobras estaria realizando medições em
plataformas com o objetivo de estudar o potencial da fonte eólica [16]. A expertise na
operação offshore para o petróleo e gás natural pode ser um diferencial para a
petrolífera no caso de investimentos em uma nova área.
2.3 DESCARTE DE ESTRUTURAS OFFSHORE
A situação atual do mercado de produção de óleo e gás caminha para o final da
vida-útil de grande parte das instalações offshore existente, tanto no Brasil quanto em
nível mundial. Entre 2021 e 2040 espera-se que cerca de 2000 projetos offshore
entrem na etapa de descomissionamento. Já nos próximos cinco anos, a Europa será
responsável por incorporar cerca 50% dos gastos com projetos de
descomissionamento, para a remoção de grande parte das instalações no Mar do
Norte [21].
Até então pouca importância vinha sendo dada aos custos associados ao
descomissionamento na indústria de petróleo, mas a atual demanda de projetos vem
chamando a atenção do setor petrolífero para o impacto econômico de tais atividades
[3]. De acordo com o relatório divulgado pela IHS Markit apud BARROS et al. [21],
atualmente se descomissionam no mundo cerca de 120 projetos offshore por ano.
Nesse contexto, o planejamento das atividades de desmobilização das infraestruturas
de produção vem se tornando cada vez mais uma prioridade comercial para os
operadores offshore.
No Brasil, até o final de 2015, 106 instalações de produção alcançaram mais de 25
anos de operação, tempo médio de vida-útil de plataformas offshore. Isso representa
mais da metade da frota de instalações offshore brasileiras. Além disso, de acordo
com PIRES et al. [22], 13% das plataformas se encontram prestes a atingir os 25 anos
de vida-útil da estrutura (Gráfico 6). Mesmo com o atual panorama, não existe no
Brasil uma regulamentação específica sobre a extensão da vida-útil de plataformas e
nem legislações ambientais referentes ao abandono/descomissionamento das
mesmas.
11
Gráfico 6: Distribuição das plataformas offshore no Brasil por idade. Fonte: PIRES et al. [22].
Percebe-se assim, que as operações de descomissionamento são de natureza
relativamente inovadora, principalmente nos campos brasileiros. Atualmente, existem
cinco opções de descomissionamento para as estruturas no ambiente marinho: (a)
remoção completa com disposição em terra; (b) remoção completa com disposição no
fundo do oceano; (c) remoção parcial; (d) tombamento no local; (e) deixar a estrutura
no local para reutilização [23]. O processo de decisão entre as alternativas existentes
está extremamente atrelado à instalação em questão e requer uma série de estudos
que envolvem engenharia, meio ambiente e segurança e bem-estar.
Do ponto de vista técnico, quanto maior e mais profunda a instalação offshore,
mais apropriado se torna deixa-la parcialmente intacta [1]. Além de maiores custos de
remoção e complexidade das operações, durante o período de exploração, as
estruturas que ficam submersas tornam-se parte integrante do ecossistema
submarino, assim, a remoção de tais partes submersas pode causar impacto direto no
habitat de recife artificial presente na estrutura da plataforma. Por outro lado,
estruturas presentes em águas rasas, são maiores candidatas para a remoção
completa [24]. Nesse caso, o material retirado pode se tornar sucata e é levado para
costa para reuso em outro fim.
Em suma, o processo de descomissionamento da atividade petrolífera trata-se de
uma fase em que há possibilidade de ocorrência de impactos, que representa altos
custos, que apresenta baixo ou nenhum lucro e, ainda, padece de regulamentação
legal no país [24]. Nesse contexto, a opção de reutilização de plataformas, fundações
e outras estruturas offshore, pode ser uma alternativa mais atrativa do ponto de vista
econômico e se trata de uma opção bastante discutida na última década [1].
12
3. METODOLOGIA DE PESQUISA
Nesta seção será apresentada a metodologia de análise, os parâmetros
determinantes do projeto e a respectiva abordagem do estudo. Visto que se trata de
uma análise econômica, duas medidas devem ser consideradas: o custo de geração
de energia e a receita do projeto, estabelecendo assim os componentes para o fluxo
de caixa. Portanto, para realizar a viabilidade econômica, serão estudados os diversos
fatores que compõem e influenciam tais elementos, como a localidade do parque
eólico, o potencial das turbinas e as diversas parcelas de custo associadas ao projeto
offshore (Figura 12).
Figura 6: Esquema metodológico do projeto. Fonte: Autor.
3.1 SELEÇÃO DO LOCAL
Normalmente, para determinar a localização de um parque eólico offshore diversos
parâmetros são analisados, sendo o principal deles a distribuição de ventos no local e
consequente potencial eólico da região. Além disso, buscam-se áreas relativamente
próximas das redes de distribuição elétrica e com infraestrutura básica para o
empreendimento.
No caso presente, objetiva-se a reutilização de estruturas já existentes e, portanto,
a escolha do local de instalação das turbinas será restrita às posições de plataformas
operando no litoral brasileiro. Ainda assim, a decisão quanto à localidade levará em
13
conta, dentro do possível, as melhores condições de implantação do projeto. Em vista
disso, será realizado, primeiramente, um mapeamento das estruturas de plataformas
fora de operação nas diversas bacias petrolíferas do Brasil. Em seguida, através dos
dados coletados quanto à distância da costa, a concentração de estruturas, a
qualidade do vento, dentre outros, será selecionado o local de estudo.
3.2 POTENCIAL EÓLICO
Após a escolha do local do projeto e respectivas estruturas, é necessário conhecer
as características do vento e avaliar a quantidade de energia que pode ser gerada na
região. O comportamento do vento é comumente determinado através de dados
estatísticos coletados para um ano típico. Em seguida, estima-se o potencial eólico
local através da distribuição de velocidades de vento anual e do gráfico de potência do
modelo da turbina.
Atualmente, o método mais utilizado em aplicações eólicas para descrever o perfil
de velocidades do vento em determinada região é o modelo de distribuição de Weibull.
A função densidade de probabilidade de Weibull é dada pela equação (1), onde 𝐶 e 𝑘
são, respectivamente, os fatores de escala e forma da distribuição.
𝑓(𝑣) =𝑘
𝐶(
𝑣
𝐶)
𝑘−1
𝑒𝑥𝑝 [− (𝑣
𝐶)
𝑘
] {𝑘 > 0𝐶 > 1
(1)
Os parâmetros necessários à equação acima são determinados para o local de
instalação da turbina através do Atlas Eólico Brasileiro, vide [25]. Ademais, o cálculo
da distribuição de Weibull será realizado para todo o intervalo de velocidade de vento
no local e será feito através da formulação disponível no Excel.
Em seguida, deve-se selecionar o modelo de aerogerador a ser utilizado de acordo
com as características de disponibilidade locais. A partir das informações de potência
do modelo selecionado, calcula-se, enfim, o potencial eólico local de acordo com a
equação mostrada abaixo [26].
𝐸 = ∑ 𝑓𝑖𝑃𝑖𝑇𝑖 (2)
Onde, 𝐸 representa a energia gerada em kWh e 𝑓𝑖 é a frequência adimensional
relativa à velocidade do vento 𝑣𝑖, determinada na distribuição de Weibull. 𝑃𝑖 representa
a potência em kW fornecida pela curva de potência da turbina para a velocidade 𝑣𝑖 e 𝑇
é o período de referência de um ano dado em horas.
Para avaliar a eficiência da produção de eletricidade em um dado parque eólico, se
torna importante analisar, igualmente, o fator de capacidade. O fator de capacidade
mede a razão entre a produção de energia real gerada pela turbina e a produção
teórica de energia se a turbina trabalhasse em capacidade plena durante toda
14
operação [7]. Dessa forma, o fator de capacidade leva em conta as perdas de
produção devido ao comportamento do vento, ou seja, velocidades de vento diferentes
da nominal, turbulência, ventos cruzados e rajadas. Pode ser calculado pela
expressão (3), onde 𝐹𝐶 , representa o fator de capacidade, 𝐸 é a energia gerada
calculada na equação (2) e 𝐸𝑛 representa a energia nominal em kWh.
𝐹𝐶 =𝐸
𝐸𝑛 (3)
3.3 ANÁLISE ECONÔMICA
Projetos de engenharia requerem uma série de recursos materiais e financeiros ao
longo de suas vidas úteis e, portanto, é importante adotar decisões de investimento
com base em informações cuidadosamente analisadas. Para dar suporte a tais
decisões, a realização de uma análise econômica do projeto se torna necessária nos
estágios iniciais da definição do empreendimento. Dessa forma, através do cálculo de
viabilidade econômica, garante-se a exequibilidade do projeto sem a possibilidade de
comprometimento dos recursos ao longo do tempo [5].
Portanto, na presente seção, será avaliado se existe uma relação custo/benefício
proveitosa, o que será feito através da contraposição dos custos de geração de
energia com o potencial elétrico estimado. Ou seja, será realizado um fluxo de caixa
para a vida útil do projeto e a partir dele será definida a taxa interna de retorno e o
valor presente líquido.
O VPL é uma medida de quanto valor é criado ou adicionado hoje, ao realizar-se
um investimento. Ou seja, consiste em trazer para a data zero todos os fluxos de caixa
de um projeto de investimento e somá-los ao valor do investimento inicial, a
determinada taxa de juros. Em função do objetivo de criar valor, o que se busca nesse
processo é a obtenção de investimento com VPL positivo [5].
A TIR é a taxa que zera o VPL, isto é, é a taxa de retorno para a qual os valores
das despesas, trazidos ao valor presente, são iguais aos valores dos retornos dos
investimentos, também trazidos ao valor presente. Trata-se de um método de
engenharia econômica frequentemente utilizado para análise de decisão de
investimento e é dado por:
∑𝐹𝐶𝑛
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛
𝑛
= VPL = 0 (4)
Onde, 𝐹𝐶𝑛 representa o fluxo de caixa para o ano 𝑛 analisado. A avaliação final
verifica se a TIR é maior do que a taxa de juros do mercado, caso seja, o investimento
é viável.
Para a obtenção do VPL e TIR do projeto em questão, é necessário calcular
inicialmente os custos e as receitas de projeto a fim de realizar o fluxo de caixa do
15
empreendimento. Essa etapa será extensivamente detalhada, buscando analisar cada
fase da vida-útil de projeto a fim de estimar os custos associados às mesmas. Já no
que se refere à receita de projeto, a partir do potencial eólico encontrado e do valor da
energia no mercado, chega-se ao resultado esperado.
Ademais, a realização da viabilidade econômica do projeto consiste não somente
na busca de validação do investimento, mas também, já que se trata de um projeto de
reutilização de estruturas existentes, da comparação de custos entre o projeto aqui
proposto e um projeto de instalação de novas plataformas para geração de energia
eólica offshore.
16
4. ANÁLISE
A presente seção dá continuidade ao que foi discutido anteriormente durante a
etapa de metodologia, abrangendo as análises previamente estabelecidas. A seguir,
será, portanto, definida a localidade do projeto e, assim, calculada a viabilidade
econômica do mesmo, com base no potencial eólico local e custos de execução do
empreendimento.
4.1 MAPEAMENTO DAS ESTRUTURAS
Primeiramente, a fim de estabelecer a boa localidade de instalação das turbinas,
foi desenvolvido um mapeamento de estruturas de plataformas fixas no litoral
brasileiro. Para tal, estudaram-se as bacias petrolíferas em operação na costa e
analisaram-se pesquisas sobre a persistência e intensidade do vento na região
litorânea. Dessa maneira, a busca pelas plataformas ideais ao projeto se limita aos
locais com boa qualidade de vento, proximidade da costa e concentração de
estruturas disponíveis.
De acordo com o levantamento do potencial eólico na margem do Brasil, realizado
por Ortiz et al. [20] em 2011, a velocidade de vento apresenta altas magnitudes em
três regiões de destaque: (i) margem de Sergipe e Alagoas, (ii) Rio Grande do Norte e
Ceará e (iii) Rio Grande do Sul e Santa Catarina, como mostrado abaixo.
Figura 7 : Campo de vento médio e densidade média de potência eólica na margem do Brasil. Fonte: Ortiz
et al. [20]
17
Além do parâmetro de qualidade de vento, a região do Nordeste se destaca pelos
campos de petróleo próximos à costa e em pequenas lâminas d’água. Com base nas
informações disponibilizadas pela ANP [27] e pela Diretoria de Portos e Costas da
Marinha [2], atualmente, existem cerca de sessenta plataformas fixas, todas em um
raio de 45 km da costa, nas bacias de Sergipe, Potiguar, Ceará e Camamu. Além
disso, devido à idade de tais campos, boa parte das plataformas está fora de
operação, em processo de descomissionamento ou entrando no fim de sua vida útil,
como é ilustrado no gráfico abaixo.
Gráfico 7: Maturação das plataformas nos bacias brasileiras. Fonte: PIRES et al. [22]
Dessa forma, a priori, os campos localizados na região do Nordeste se tornaram
bons candidatos para o presente estudo. Assim, foram reunidas as informações
quanto às características das UEP’s nas bacias de Camamu, Ceará, Potiguar e
Sergipe. No Anexo A são mostradas as informações encontradas.
A fim de melhor visualizar a proximidade da costa e a concentração de estruturas
foram criadas imagens com auxílio do Google Maps, com as coordenadas das
plataformas. As UEP’s fora de operação foram destacadas em preto com o objetivo de
distinção.
18
Figura 8: Mapeamento das UEP’s na Bacia do Ceará. Fonte: Autor.
Figura 9: Mapeamento das UEP's na Bacia Potiguar. Fonte: Autor.
19
Figura 10: Mapeamento das UEP's ao norte da Bacia de Sergipe. Fonte: Autor.
Figura 11: Mapeamento das UEP's ao sul da Bacia de Sergipe. Fonte: Autor.
20
Figura 12: Mapeamento das UEP's na Bacia de Camamu. Fonte: Autor.
Através da análise das imagens apresentadas, ficou decidido que a Bacia de
Sergipe conta com a melhor composição de fatores relevantes para a localização de
um parque eólico. Além de ser uma região de destaque em qualidade de vento no
litoral brasileiro, a bacia conta ao todo com 14 plataformas fora de operação, em
distância variando entre 6 a 15 km da costa.
Mais precisamente será considerado o grupo de plataformas ao norte da Bacia que
consta de seis plataformas fora de operação ilustradas na imagem abaixo e cujas
características são elencadas na Tabela 1. Além de apresentar uma boa quantidade
de plataformas em conjunto, o local selecionado também contém oito plataformas no
fim da vida operacional que, futuramente, poderão ser adicionadas ao projeto.
21
Figura 13: Plataformas selecionados para o parque eólico. Fonte: Autor.
Tabela 1: Características das plataformas selecionadas para reutilização.
SIGLA NOME BACIA LÂMINA
D'ÁGUA LATITUDE LONGITUDE
DISTÂNCIA DA COSTA
PCB03 PLATAFORMA PCB-03
DE CAIOBA Sergipe 27 10°59’44.818”S 36°55’25.794”W 15
PCM04 PLATAFORMA PCM-04
DE CAMORIM Sergipe 18 10°59'07.736"S 36°57'53.042"W 8
PCM05 PLATAFORMA PCM-05
DE CAMORIM Sergipe 20 10°59'58.193"S 36°58'19.505"W 8
PCM06 PLATAFORMA PCM-06
DE CAMORIM Sergipe 26 10°58'59.914"S 36°55'58.199"W 11
PCM08 PLATAFORMA PCM-08
DE CAMORIM Sergipe 26 10°59'17.025"S 36°56'16.719"W 11
PCM10 PLATAFORMA PCM-10
DE CAMORIM Sergipe 21 10°58'38.748"S 36°57'04.099"W 9
4.2 POTENCIAL EÓLICO
Para a localização em destaque da Bacia de Sergipe, os dados de velocidade
média de vento, fator de forma e fator de escala da distribuição de Weibull podem ser
encontrados no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [25]. Foram utilizadas as
informações coletadas para uma altura de 100 m, equivalente à elevação das turbinas
eólicas. Os valores encontrados para o cálculo da distribuição de Weibull são
apresentados abaixo:
Tabela 2: Parâmetros de Weibull na Bacia de Sergipe
Parâmetros de Weibull
Fator de Escala (C) 7,85 m/s
Fator de Forma (k) 4,5
22
Figura 14: Fator de escala (C) na Bacia de Sergipe. Fonte: ELETROBRAS [25].
Figura 15: Fator de forma (k) na Bacia de Sergipe. Fonte: ELETROBRAS [25].
Com os parâmetros da função de Weibull em mãos, utiliza-se a equação (1) para
determinação da distribuição de ventos na região, cujo resultado pode ser visualizado
no gráfico abaixo.
23
Gráfico 8: Distribuição de vento pela função de Weibull na Bacia de Sergipe
Nesse instante, deve-se determinar o modelo de turbina utilizada no projeto. Como
se trata de uma etapa preliminar, foram considerados quatro modelos para realização
da análise. Tais aerogeradores foram selecionados por se tratar de modelos
amplamente utilizados no mercado de geração de energia offshore e suas respectivas
características técnicas são mostradas abaixo.
Tabela 3: Modelos de turbina selecionados
Modelo Marca Potência Nominal
Velocidade de Entrada
Velocidade de Corte
Diâmetro do Rotor
V164-8.0 Vestas 8.000 kW 4 m/s 25m/s 164 m
6.2M120 Senvion 6.150 kW 3,5 m/s 30 m/s 126 m
M5000 Areva 5.000 kW 4 m/s 25 m/s 116 m
36sl GE 3.600 kW 3,5 m/s 27 m/s 111 m
A partir das curvas de potência disponibilizadas pelo fornecedor (apresentadas no
Anexo B no final do trabalho), aplica-se a equação (2) e (3) com o objetivo de
encontrar o potencial eólico anual de cada modelo de turbina e o respectivo fator de
capacidade. Por fim, os resultados são apresentados abaixo.
Tabela 4: Potencial Eólico dos modelos de turbina para o sítio em análise
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
Potencial Eólico Anual [MWh] 42.071,22 25.217,90 25223,49 16.314,05
Potencial Eólico Nominal [MWh] 70.080 43.800 54.312 31.536
Fator de Capadicade 60% 57,6% 46,4% 51,7%
24
4.3 VIABILIDADE ECONÔMICA
A fim de realizar a análise de viabilidade econômica do projeto, a presente seção
calcula os custos de implantação e operação de um parque eólico assim como a
receita prevista de acordo com o potencial eólico local. Por fim, será montado um fluxo
de caixa e serão encontrados os resultados para o VPL e a TIR referentes ao
investimento, assim como explicado na seção 3.3.
4.3.1 CÁLCULO DOS CUSTOS
Os custos referentes a um projeto de parque eólico offshore consideram todas as
despesas geradas pelo projeto ao longo de sua vida útil. Normalmente, tais custos são
divididos entre CAPEX (capital expenditure) e OPEX (operational expenditures),
referentes às despesas de aquisição e investimento inicial e às despesas geradas ao
longo da operação do parque, respectivamente.
Seguindo a linha de raciocínio de Bjerkseter et al. [7], principal referência para o
cálculo de custos do projeto, na presente tese, a vida útil do parque eólico será
definida de forma a consistir nas seguintes fases e custos correspondentes:
1. Desenvolvimento e Consentimento: fase de definição e pré-
desenvolvimento do projeto do parque eólico.
2. Produção e Aquisição: fase de produção e/ou aquisição dos componentes
necessários.
3. Instalação: fase de instalação dos componentes.
4. Operação e Manutenção: fase onde todas as ações necessárias são
tomadas a fim de garantir a produção de eletricidade do parque.
5. Descomissionamento: fase final de desativação do parque.
Figura 16: Fases da vida-útil do projeto e respectivos componentes de custo. Fonte: Autor.
A seguir, as fases acima mencionadas (Figura 16) serão estudadas
separadamente compondo, ao final, o custo total do projeto. Uma série de decisões
quanto à configuração do parque eólico serão tomadas à medida que se tornarem
necessárias para a determinação do custo. Além disso, visto que o cálculo das
parcelas de custo do projeto se trata de uma atividade extensa e detalhada, foi optado
pela utilização de alguns estudos e teses como referência para os valores aplicados, o
que será explicitado mais adiante.
25
É necessário ressaltar que os custos de aquisição e instalação dos componentes
da subestrutura serão calculados considerando as modificações estruturais as quais a
estrutura estará sujeita para recebimento da turbina. As devidas estimativas serão
feitas de acordo com a necessidade de trabalhos na estrutura da plataforma e peça de
transição.
4.3.1.1 Desenvolvimento e Consentimento
Os custos aqui calculados se referem à fase inicial de desenvolvimento do projeto,
sendo consideradas todas as atividades precedentes à produção e aquisição. Essa
fase tem início com a concessão de um sítio para desenvolvimento do parque eólico e
pode estar relacionada com decisões políticas de cunho energético e leilões de zonas
de produção.
Os componentes de custo inclusos nessa etapa abrangem despesas de
planejamento e gestão de projeto, licenciamento, análises de viabilidade, estudos de
impactos ambientais, pesquisas meteorológicas e geofísicas, projeto conceitual de
engenharia e estudos de impacto à sociedade. Nesse instante, já são considerados,
igualmente, possíveis contratos de prestação de serviços durante as etapas de
construção e operação.
Gráfico 9: Componentes de custo de desenvolvimento e consentimento. Fonte: Bjerkseter et al. [7].
O gráfico acima apresenta as parcelas de custo do desenvolvimento do parque
eólico, de acordo com quatro fontes analisadas por Bjerkseter et al. [7] que levam em
consideração um parque eólico offshore de 500 MW composto por turbinas com
estruturas fixas, relativamente próximas à costa. De acordo com The Crown Estate
[28], a fase de desenvolvimento do parque eólico contribui com cerca de 4% dos
custos de capital e está avaliada em, aproximadamente, R$2017 241,3 milhões, para um
parque de 500 MW com 100 turbinas em operação.
26
Os custos da presente etapa de projeto variam significantemente com o tamanho
do parque eólico, visto que grande parte das parcelas estão relacionadas com estudos
ambientais no local de instalação e, portanto, variam proporcionalmente à quantidade
de turbinas instaladas. Objetivando-se uma estimativa de custo para o projeto, foi
optado por uma abordagem simplificada onde os custos variam linearmente com o
número de turbinas do parque. Dessa forma, foi considerado o valor de R$2017 2,413
milhões por unidade de turbina.
Outra parcela de custo precedente a fase de produção/aquisição, que não é levada
em conta no grupo acima, se trata do seguro de construção. Projetos de parques
eólicos são bastante complexos e relativamente recentes e, portanto, necessitam de
cuidadosas análises de risco para dar suporte ao investimento. A fim de diminuir o
receio dos investidores e o risco de capital associado, as seguradoras existentes
concedem proteção financeira para danos físicos e atrasos na obra durante a etapa de
construção, montagem e transporte [7].
Um seguro típico de construção cobrindo os riscos anteriormente apresentados
tem custo por volta de R$2017 154.690 por MW [29]. Dessa forma, o custo total da fase
de desenvolvimento e consentimento é totalizado para cada modelo de aerogerador
previamente selecionado e um parque eólico com seis turbinas:
Tabela 5: Custo da fase de Desenvolvimento e Consentimento por modelo de turbina
Desenvolvimento e Consentimento
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl R$
2017 21.902.008,58 R$
2017 19.117.582,43 R$
2017 20.231.352,89 R$
2017 17.818.183,55
4.3.1.2 Produção e Aquisição
O objetivo da presente seção é apresentar os custos relacionados à etapa de
produção e aquisição dos elementos de projeto. Turbinas, subestrutura, torre,
ancoragem, sistemas de transmissão de energia e monitoramento são os
componentes gerais do custo nesse estágio. No corrente estudo, os elementos serão
divididos em: conexão da rede elétrica, turbinas e subestrutura.
Conexão da rede elétrica
A injeção da energia produzida pelas turbinas offshore na rede elétrica local é
realizada através de cabos elétricos submarinos. Dependendo do tamanho do parque
e da disposição das turbinas, são utilizadas igualmente subestações offshore que
interligam os cabos à subestação localizada em terra. Basicamente, existem dois tipos
de cabos empregados em um parque eólico: cabos de interconexão e cabos de
exportação. O primeiro é responsável pela conexão entre as turbinas e a subestação
offshore e se trata de cabos de média voltagem. Já o último conecta a subestação
offshore à subestação onshore, sendo os mesmos de alta voltagem.
27
A quantidade de cabos empregados, assim como a necessidade do uso de uma
subestação offshore, são aspectos determinados de acordo com o layout do parque
eólico e a quantidade de megawatts produzidos. No que se refere ao layout,
normalmente sua definição se trata de um trade-off entre custo de capital e
espaçamento entre turbinas. Quanto maior a distância entre os aerogeradores, menor
o efeito de esteira e maior a produção de energia por turbina, à custa de maior CAPEX
[30].
No caso do projeto em estudo, o arranjo do parque eólico já está pré-estabelecido
devido à posição fixa das plataformas existentes. Entretanto, pode-se definir ainda a
melhor configuração dos cabos e a utilização de uma das plataformas como
subestação offshore. Normalmente, para parques eólicos menores de 100 MW e
distanciando menos de 15 km da costa, a subestação offshore não apresenta
vantagens devido ao alto custo agregado [31].
Figura 17: Subestação e turbinas do parque eólico de Ormonde. Fonte: VATTENFALL [32].
Quando se deseja transportar uma grande quantidade de energia em grandes
distâncias, o ideal é aumentar a tensão de forma a diminuir as perdas energéticas
ligadas à alta corrente. Daí a necessidade de subestações marítimas, responsáveis
pela transformação da tensão e unificação dos cabos de interconexão. Entretanto, a
utilização da mesma apresenta altos custos de instalação e operação e, portanto, tal
decisão de projeto deve ser feita com base na análise de cada caso.
Como o projeto utiliza entre 20-48 MW, dependendo do modelo de aerogerador
utilizado, e as plataformas estão localizadas em uma distância máxima de 13 km da
costa, os altos custos associados à utilização de uma subestação offshore não
parecem ser vantajosos. Além disso, o uso da mesma acarreta na diminuição de uma
das plataformas disponíveis para instalação de turbinas, o que diminui o potencial do
parque e, consequentemente, aumenta o custo de energia por turbina em operação.
Se, porventura, mais turbinas forem instaladas no futuro, cabe uma nova análise
de utilização de uma subestação offshore. Entretanto, para o escopo do presente
28
projeto e, levando em consideração o tamanho do parque eólico estudado, o uso da
subestação offshore não é recomendado e, portanto, não será realizado.
No que se trata do tipo e arranjo de cabos de interconexão utilizados, os mesmos
serão instalados entre as turbinas e até a costa, onde será feita a conexão com a
subestação onshore. A ampliação da capacidade da subestação terrestre é
considerada responsabilidade da empresa de transmissão a qual receberá os
megawatts produzidos. Pra fins de estudo, a Subestação Jardim (CHESF), localizada
em Nossa Senhora do Socorro, Sergipe, há aproximadamente 16 km da costa, será
utilizada como referência para recebimento da produção energética.
Figura 18: Arranjo preliminar dos cabos submarinos e terrestre. Fonte: Autor.
A figura anterior representa o layout básico da conexão dos cabos submarinos
entre as plataformas e até a costa e, em seguida, do cabo terrestre até a subestação
de referência onshore. As distâncias percorridas entre as plataformas e a subestação
são apresentadas abaixo:
Tabela 6: Distâncias entre os trechos de cabos
Segmento Distância
PCB03 – PCM06 1,7 km
PCM06 – PCM08 0,77 km
PCM08 – PCM10 1,86 km
PCM10 – PCM04 1,73 km
PCM04 – PCM05 1,75 km
PCM05 – costa 7,45 km
costa – Sub. Jardim 16 km
29
Os cabos de interconexão submarinos utilizados são tipicamente de cobre ou
alumínio, de média voltagem (33kV – 66kV) com corrente alternada. A seção
transversal dos cabos pode variar entre 240 mm² e 800 mm², dependendo da
quantidade de energia transmitida. Para o estudo, serão considerados cabos de cobre
AC de 33 kV com seção constante de 630 mm². De acordo com WINDSPEED [33], o
preço unitário por metro de cabo, para uma seção de 630 mm² corresponde a R$2017
1.785/metro. Já o valor dos cabos terrestres equivalem a R$2017 1.145/metro.
A fim de evitar danos devido à tensão dos cabos submarinos e simplificar a
instalação dos mesmos, os cabos utilizados são instalados passando pelo interior da
jaqueta e se apoiam no leito marinho durante o caminho percorrido. Dessa maneira, o
comprimento total de cabos deve levar em conta não só a distância entre plataformas,
mas também a lâmina d’água de cada local. Os valores finais de comprimento e custo
são apresentados nas tabelas abaixo.
Tabela 7: Comprimento final dos cabos elétricos
Comprimento total dos cabos de interconexão 17 km
Comprimento total do cabo terrestre 16 km
Tabela 8: Custo total dos cabos de transmissão elétrica
Custo dos cabos de interconexão R$2017 30.345.000
Custo do cabo terrestre R$2017 18.319.240
TOTAL R$2017 48.664.240
Turbinas
A precificação das turbinas está associada a diversos componentes presentes na
torre, no rotor e no nacelle, os quais são apresentados na figura abaixo de acordo com
a parcela de custo relacionada. Percebe-se que a maior quantia de custo da turbina é
devida aos componentes de acionamento e geração de energia presentes no nacelle.
Além disso, as pás constituem, igualmente, uma parcela importante de custos, o que
ocorre, sobretudo devido aos materiais utilizados e à complexa técnica de modelagem.
30
Gráfico 10: Componentes das parcelas de custo da turbina eólica. Fonte: The Crown Estate [30].
No presente estudo, está sendo analisada a aplicação de diferentes modelos de
turbina, a fim de permitir maior abrangência aos possíveis projetos. Entretanto, devido
à falta de informações quanto ao custo discriminado por modelo e/ou potência, o valor
aqui utilizado para o cálculo do custo da turbina será estimado linearmente
proporcional à potência do aerogerador.
A referência trabalha com um modelo genérico de turbina de 5MW, cujo custo
médio considerando a torre, o nacelle e o rotor é de R$2017 28.315.000 [7]. Dessa
maneira, o custo de aquisição das turbinas do projeto, considerando a utilização de
seis aerogeradores, é apresentado abaixo.
Tabela 9: Custo associado às turbinas
Custo total de turbinas
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
R$2017
271.821.959 R$2017
169.888.724 R$2017
210.662.018 R$2017
122.319.882
Subestrutura
Entende-se por subestrutura todos os componentes localizados abaixo da turbina
para suporte da mesma, ou seja, fundação e peça de transição. As características da
subestrutura dependem não só da torre instalada e profundidade da lâmina d’água,
mas também do leito marinho, podendo diferenciar, consideravelmente entre
plataformas devido a esse fator. Dessa forma, mesmo dentro de um único parque, é
comum encontrar diferenças físicas entre as subestruturas no que se refere ao
diâmetro e penetração das estacas [7].
31
Figura 19: Jaqueta e peça de transição do Ormonde Offshore Wind Farm. Fonte: FoundOcean [34]
Assim como observado anteriormente, a parcela de custo relacionada à
subestrutura será relativamente inferior àquela da instalação de um novo parque
eólico. Isto se deve, sobretudo, a existência de plataformas que serão reutilizadas para
o projeto. Dessa forma, serão considerados somente os custos referentes às
modificações necessárias na estrutura da plataforma e à peça de transição.
De acordo com as análises estruturais realizadas por BARROS et al. [1], as
fundações existentes estão em condição de receber novas cargas no que se refere à
instalação de uma torre eólica de 82 m. O estudo avaliou uma plataforma
representativa de quatro pernas, operando há 31 anos no local em uma lâmina d’água
de 30 metros. Para isso, foram analisadas as cargas de tensão nos principais
membros e juntas tubulares da estrutura em condições ambientais extremas de
operação. Além disso, foi verificada se as estacas e o solo são capazes de receber
novos carregamentos.
Finalmente, após análise da vida em fatiga remanescente da estrutura, os
resultados mostram que a jaqueta se encontra em condições apropriadas para
operação por mais 20 anos adicionais com uma turbina eólica [1]. Dessa forma, as
modificações estruturais a serem realizadas nas plataformas do presente projeto
ocorrem somente na substituição de componentes acima da lâmina d’água que estão
sujeitos à ação de vento e onda. Para a parcela de estrutura submersa, as únicas
alterações se referem à renovação da proteção catódica. Por fim, deve ser
considerado, igualmente, o custo de produção da peça de transição da turbina.
O custo total da subestrutura depende tanto no consumo de material quanto na
fabricação dos componentes, para os respectiva finalidade da plataforma. A estrutura
de uma jaqueta para uma turbina de 5 MW em uma lâmina d’água de 30 m tem um
32
peso estimado de 825 ton, distribuídos entre 510 ton de estrutura (fundação e peça de
transição) e 315 ton de estacas de ancoragem [35].
De acordo com informações obtidas após reunião com o Eng. Guilherme Lobo da
Petrobras, realizada em 19 de janeiro de 2018, o peso médio de estrutura para a
família de plataformas selecionadas na Bacia de Sergipe é de 820 ton. Assumindo que
a parcela referente à estrutura acima da lâmina d’agua seja de 20% do total e que a
peça de transição tenha cerca de 100 toneladas, o peso total de material a ser
utilizado e fabricado é de 264 toneladas. Além disso, para o valor de R$2017
4.100,00/ton de aço naval e supondo o custo de fabricação como um adicional de
400% em cima do valor do material [7], o custo final de produção da subestrutura pode
ser calculado.
Tabela 10: Custo total da fase de produção e aquisição
Componente Quantidade Custo
Material 264 ton R$2017 1.082.400,00
Fabricação 400% R$2017 4.329.600,00
Custo total de produção por subestrutura R$2017 5.412.000,00
4.3.1.3 Instalação
Na presente seção serão apresentados os custos de instalação dos elementos do
parque eólico, ou seja, os custos associados com o transporte e instalação da turbina,
subestrutura e cabos elétricos. Da mesma maneira, serão inclusos nessa etapa os
custos relacionados à etapa de comissionamento das turbinas, referente aos
processos de finalização, inspeções e testes necessários para a boa operacionalidade
do parque.
Turbinas
Quanto à operação de instalação das turbinas, esta é realizada geralmente por
embarcações jack-up especializadas e abrange as seguintes etapas:
1. Carregamento dos componentes das turbinas no porto;
2. Trânsito até o local de operação do parque eólico;
3. Instalação dos componentes na plataforma;
4. Transito até a próxima plataforma de instalação;
5. Repetição de 4 e 5 para todos os componentes carregados;
6. Volta para o porto a fim de repetir o processo.
Uma turbina eólica consiste de pelo menos sete componentes individuais: nacelle,
eixo, três pás e duas seções de torres, os quais podem sem transportados e
instalados em uma variedade de formas, desde o transporte dos componentes
individualmente até o local e posterior instalação com várias operações de içamento,
até a montagem completa da turbina onshore antes do transporte e um único içamento
para instalação na subestrutura [7]. Dessa maneira, a melhor estratégia de instalação
da turbina depende de uma série de fatores, como as condições ambientais no local
33
de instalação, numero de içamentos, a capacidade de içamento dos guindastes do
porto e da embarcação, o arranjo do convés da jack-up, entre outros.
Como a definição de tal estratégia requer um estudo detalhado de custo da
operação, foi definida a instalação envolvendo um total de quatro içamentos: duas
partes da torre, rotor completo e nacelle, método de instalação 3 apresentado na
Figura 20. Essa decisão foi tomada com base em um estudo de 17 parques eólicos
europeus, no qual mais de 40% dos casos optam por tal configuração [36]. Dessa
forma, vale ressaltar que a decisão do método de instalação é extremamente
dependente do local e projeto em questão e, portanto, após o correto planejamento e
estudo da operação, existe há possibilidade dos custos reais serem maiores ou
menores do que aqueles que serão considerados para o presente estudo.
Figura 20: Métodos de instalação de componentes de turbinas eólicas. Fonte: KAISER et al. [37].
O Porto de Sergipe, localizado na Barra dos Coqueiros há 15 km do local de
operação do parque eólico, foi escolhido como porto de apoio às operações de
carregamento dos componentes da turbina. Atualmente, o porto opera cargas gerais e
é utilizado, pela Petrobrás, para apoio às atividades de exploração e produção de
petróleo na costa de Sergipe. O porto compreende, ainda, o Terminal Marítimo Inácio
de Barbosa, terminal offshore cujo cais de encontra a 2400 m da linha da costa.
Já no que se refere à embarcação jack-up utilizada, foi considerada uma
velocidade de serviço de 11 nós (velocidade máxima nominal de acordo com
informações do mercado) e espaço de convés para acomodar quatro turbinas por
34
viagem, de acordo com URAZ [38] como mostrado na configuração R2T na Figura 21.
De acordo com Bjerkseter et al. [7], o custo de afretamento de tal embarcação é por
volta de R$2017 742.435 a diária.
Figura 21: Diferentes configurações de transporte dos componentes de turbinas. Fonte: URAZ [38].
Ademais, é considerado, igualmente, o custo associado à tripulação operante
durante as etapas de instalação das turbinas que desempenham trabalhos
relacionados às operações mecânicas e elétricas da torre. Foram estipulados 15
empregados trabalhando em turnos de 12 horas, totalizando 30 trabalhadores por dia,
ao custo de R$2017 1.400/dia cada [7].
As janelas operacionais consideradas são de 80% para operações no porto e de
trânsito e 50% para içamento dos componentes em mar aberto [39]. O tempo de
carregamento da turbina no navio é estimado em quatro horas por turbina e, de acordo
com Bjerkseter et al. [7], o tempo de instalação da turbina na subestrutura é de 1,2
dias. Dessa maneira, os custos totais de instalação das turbinas são apresentados na
tabela abaixo e expressos por unidade de turbina.
Tabela 11: Custo de instalação por unidade de turbina
Operação Quantidade Duração [dias] Custo unitário Janela de operação
Custo total
Carregamento 1 0,17
R$2017
742.435
80% R$2017
157.767
Transporte 0,17 0,12 80% R$2017
18.932
Instalação 1 1,2 50% R$2017
1.782.000
Mão-de-obra 5 1,5 R$2017
1.400 56% R$2017
18.750
Custo total por unidade de turbina R$2017
1.978.000
Subestrutura
A instalação da subestrutura pode ser realizada com apoio de embarcações OCV,
mas por razões de custo, normalmente são feitas com navios jack-up especializados
em instalação de turbinas eólicas. Devido ao vasto espaço de convés, admite-se o
transporte de componentes de três subestruturas por viagem, totalizando duas viagens
de instalação. Além disso, de acordo com Bjerkseter et al. [7], a instalação completa
de uma subestrutura com fundação jaqueta é estimada em três dias. Considerando
35
que as estacas representam a maior duração da operação, o tempo estimado para a
instalação da estrutura adicional e peça de transição é de um dia.
Ademais, é considerado um único içamento no cais para carregamento na
embarcação por subestrutura, ou seja, assume-se que a estrutura acima da lâmina
d’água e a peça de transição estão pré-montadas. Admite-se um tempo de içamento
igual ao da turbina, quatro horas por subestrutura.
Novamente, considera-se o custo associado à tripulação operante durante as
etapas de instalação. Foram estipulados 15 empregados trabalhando em turnos de 12
horas, totalizando 30 trabalhadores por dia, ao custo de R$2017 1.400/dia cada [7]. As
janelas operacionais são de 75% para operações no porto e trânsito e 50% para
içamento dos componentes em mar aberto [39]. O resumo das operações assim como
o custo associado a elas pode ser visualizado na Tabela 12.
Tabela 12: Custo de instalação da subestrutura
Operação Quantidade Duração [dias] Custo unitário Janela de operação
Custo total
Carregamento 1 0,17
R$2017
742.435
75% R$2017
94.660
Transporte 0,33 0,06 75% R$2017
11.025
Instalação 1 1 50% R$2017
371.218
Mão-de-obra 5 1,23 R$2017
1.400 55% R$2017
4.736
Custo total por unidade de subestrutura R$2017
481.639
Componentes Elétricos
Os componentes elétricos presentes no parque eólico se resumem aos cabos
elétricos marítimos e terrestre. Para evitar danos causados por impactos, os cabos
submarinos são sempre enterrados no leito marinho, o que acarreta custos
relacionados à embarcação responsável pela escavação do trecho.
O preço da instalação dos cabos tende a variar bastante visto que depende de
uma série de variáveis. Além das características relacionadas ao tipo de cabo e à
profundidade de instalação, o custo da operação varia consideravelmente com a oferta
de embarcações disponíveis, localidade do parque eólico e, sobretudo, tipo de solo e
consequente método de aterro.
De acordo com Douglas Westwood apud Bjerkseter et al. [31], o custo de
instalação de cabos de interconexão corresponde a um terço do valor dos cabos de
exportação, o que resulta em uma média de R$2017 746.223 por quilometro. Já os
cabos subterrâneos apresentam um custo de R$2017 700 por metro [33]. Dessa
maneira, os custos de instalação dos cabos elétricos são totalizados na Tabela 13.
Tabela 13: Custo total de instalação dos componentes elétricos
Custo de instalação dos cabos submarinos R$2017 12.685.791
Custo de instalação dos cabos subterrâneos R$2017 11.177.841
Custo total de instalação dos cabos R$2017 23.863.632
36
4.3.1.4 Operação e Manutenção
Nessa etapa da vida útil do parque eólico, que é estimada em uma média de 20
anos [40], estão contidas todas as operações de manutenção que tem como objetivo
manter o estado técnico do parque com bom desempenho. Algumas ações tomadas
incluem a retirada de partes/componentes danificados, troca e adição de novas peças,
mudanças ou ajustes de configurações, atualizações de softwares e lubrificação ou
limpeza de componentes [7].
Normalmente, dependendo da etapa de vida útil em que se encontra o parque
eólico, mais ou menos operações de manutenção são necessárias. Entretanto, no
presente trabalho, os custos serão calculados pela média de custos anuais de toda a
vida útil do projeto, devido, sobretudo à falta de dados precisos sobre a variação do
custo para esse tipo de empreendimento.
Além disso, é importante destacar que a estratégia de manutenção utilizada pelo
parque eólico é extremamente específica para uma dada localidade e varia
consideravelmente com base em uma série de parâmetros, dependendo
predominantemente da distância do parque até a costa e das condições ambientais no
local.
De uma forma geral, a manutenção pode ser dividida entre preventiva e corretiva
ou uma combinação das duas. No primeiro caso, a manutenção é realizada com o
objetivo de prevenir certo componente ou sistema de deixar de cumprir seu propósito
de projeto, enquanto que a manutenção corretiva atua com o objetivo de substituir ou
reparar um componente ou sistema já que não está cumprindo seu propósito de
projeto [41]. Dessa forma, as categorias de manutenção podem ser subdivididas da
seguinte maneira:
Manutenção preventiva agendada: método de manutenção no qual os
serviços são realizados baseados em intervalos de tempo fixos ou número
fixo de horas de operação, independente do status operacional;
Manutenção preventiva condicionada: método de manutenção no qual os
serviços se iniciam quando níveis de utilização ultrapassam limites pré-
estabelecidos, sendo assim, baseados no estado de operação do
sistema/componente. A necessidade da manutenção é identificada por
inspeções ou outra técnica de vigilância, como sensores ou análises.
Manutenção corretiva não planejada: método de manutenção no qual os
serviços se iniciam a partir do momento de falha inesperada em um
componente, o qual não está mais cumprindo sua função.
Os danos mais comuns podem ser reparados no local de operação, utilizando uma
equipe transportada em uma pequena embarcação e fazendo uso dos guindastes e
equipamentos da própria turbina. Entretanto, nem todos os reparos podem ser
realizados dessa forma, pois dependendo do tamanho e peso do componente a ser
substituído, pode ser necessário o emprego de uma jack-up com maior capacidade de
içamento [40]. Nesses casos, o custo associado à manutenção tende a ser mais alto,
sobretudo se tratando de uma manutenção corretiva, na qual o custo de afretamento
da embarcação depende da demanda e oferta de ocasião.
37
Manutenções preventivas podem ser planejadas com antecedência e, portanto,
estão associadas com custos e paralizações menores que podem ser determinados
previamente com certa precisão. Já para o caso de manutenções não planejadas, os
custos se tornam mais difíceis de prever e são determinados com grande incerteza [7].
Além disso, a frequência com a qual se realizam manutenções preventivas deve
ser definida buscando otimizar o equilíbrio entre custos diretos de manutenção e
perdas de produção com potencial danos severos nas turbinas. A realização de
manutenções com maior regularidade evita uma quantidade maior de falhas, mas tem
como consequência maior custo direto. Em contrapartida, manutenções menos
frequentes podem diminuir o custo, mas elevam o risco [7]. O comportamento descrito
pode ser visualizado no Gráfico 11, o qual resulta em um ponto de manutenção ótimo,
no qual os custos são minimizados.
Gráfico 11: Número ótimo de falhas permitidas. Fonte: BJERKSETER et al. [7].
Devido ao tamanho e proximidade do parque eólico em questão, será considerada
uma base onshore localizada no porto, com embarcações de apoio aos serviços de
manutenção contando, igualmente, com um helicóptero para auxílio na transferência
das equipes técnicas. Em casos de parques eólicos de grande capacidade e distantes
da costa (> 50 km), é considerada a utilização de bases offshore, incluindo um navio-
mãe permanente no local e flotel para acomodação dos tripulantes.
Para reparos com reposição de peças de grande porte, será considerado a
utilização de uma embarcação jack-up. Além disso, o tipo e duração das operações de
manutenção, a frequência de atuação e os equipamentos e materiais necessários,
foram parâmetros baseados no estudo realizado por WINDSPEED [33], o qual
considera a confiabilidade da turbina seguindo um comportamento de “bathtub curve”,
apresentado abaixo.
38
Figura 22: Bathtub Curve - Comportamento de falhas ao longo da vida útil. Fonte: WINDSPEED [33].
A primeira fase do gráfico corresponde ao período de burn-in, onde as taxas de
falhas são altas, mas decrescente, devido em grande parte à erros de fabricação. Em
seguida, a confiabilidade do parque eólico está no máximo e se mantém constante por
grande parte da vida útil do projeto. Por fim, no período de wear-out, os componentes
e sistemas atingem o fim da vida útil, com frequentes demandas de manutenção
devido ao desgaste e envelhecimento.
O custo final considerado no presente projeto se baseou, portanto, no estudo
realizado por WINDSPEED [33], o qual considerou diversos parâmetros referente a
proximidade do parque eólico e condições climáticas. Além disso, os resultados foram
dados em custos anuais por MW, o que permite adaptar o valor para o tamanho de
parque eólico que se trabalha. O caso mais próximo do aqui estudado faz referência à
uma distancia de 20 km da costa, com alturas significativas de onda de 1,3 m e ventos
de 7,9 m/s. Para tais características, o custo anual por MW produzido é de
aproximadamente, R$2017 190.000.
Por fim, outra parcela de custo associada à fase de operação do parque eólico se
trata do seguro de operação, o qual é essencial para a atratividade do projeto e
redução de custos ao longo prazo. Normalmente, os seguros para projetos de parque
eólico provém proteção financeira para danos físicos imprevistos, acidente de
maquinários, lesão corporal dos trabalhadores e atrasos durante a etapa de operação
do parque. De acordo com PricewaterhouseCoopers apud Bjerkseter et al. [29], a
média de custo esperado para o seguro é em torno de R$2017 66.300 por MW por ano.
Dessa maneira, o custo anual total de operação e manutenção do parque pode ser
calculado e é apresentado abaixo.
Tabela 14: Custo de operação e manutenção anual
Modelo de turbina
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
Custo anual de manutenção
R$2017
9.104.371 R$2017
5.690.232 R$2017
7.055.888 R$2017
4.096.967
Custo anual de seguro
R$2017
3.181.862 R$2017
1.988.664 R$2017
2.465.943 R$2017
1.431.838
Total R$2017
12.286.233 R$2017
7.678.895 R$2017
9.521.830 R$2017
5.528.805
39
4.3.1.5 Descomissionamento
Nessa seção serão calculados os custos associados à etapa de
descomissionamento do parque eólico. Essa fase envolve todas as medidas tomadas
a partir do momento em que o projeto completou seu ciclo de operação e alcançou o
final de sua vida útil. Dessa forma, estão inclusos no custo as parcelas de remoção e
descarte dos componentes, gestão dos resíduos e limpeza/liberação do local. Isto
engloba as turbinas, as plataformas, peças de transição e cabos elétricos. Trabalhos
adicionais de monitoramento ambiental após o descomissionamento são, igualmente,
considerados nessa etapa [7].
A princípio, os componentes retirados serão sucateados ou reciclados, dentro do
possível. Para isso, uma série de etapas de processamento e transporte são
realizadas, desde o desmonte do sistema offshore até as usinas que realizarão o corte
e tratamento do material. Já no que se referem aos cabos instalados, os mesmo são
cortados e deixados no leito do mar [7].
Visto que a maioria dos empreendimentos desse tipo são relativamente recente,
não existe quantidade de informações abrangente sobre o assunto, uma vez que os
projetos ainda não alcançaram o fim de suas vidas úteis. Por se tratar de um projeto
offshore, os custos associados à engenharia reversa, com o desmonte ocorrendo em
alto mar e o transporte dos componentes para a costa, tendem a ser mais elevados do
que aqueles de parque eólicos onshore.
A estratégia de descomissionamento depende do parque, do mercado de sucata
local e de extensa análise das opções existentes. Atualmente, no Brasil, não existem
normas ambientais que regulem a atividade. Parte dos projetos offshore são
transformados em recifes artificiais ou abandonados quando no final da vida útil, em
geral devido aos altos custos de descomissionamento. Entretanto, o método utilizado
para o presente projeto terá uma abordagem mais conservadora, na qual o processo
de descomissionamento se trata da remoção completa ou parcial da estrutura
instalada.
Em certos casos, existe um valor residual referente ao material que pode ser
reutilizado, sobretudo no que diz respeito à subestrutura que poderia ser aproveitada
para uma nova turbina. Entretanto, visto que a presente tese já trata da reutilização de
estruturas, não será considerada essa possibilidade. Porém, o valor referente ao
ganho com a sucata será examinado e, de acordo com Bjerkseter et al. [7], é estimado
em R$2017 1.520,00 por tonelada (€2017 393,00/ton) com base no gráfico abaixo.
40
Figura 23: Previsão do preço da sucata. Fonte: THE EUROPEAN STEEL ASSOCIATION [42].
Dessa maneira, a quantidade de aço associada à subestrutura é tal qual
apresentada na seção 4.3.1.2. Já a quantidade de material referente à turbina é
mostrada na tabela abaixo, estimada com base em [7]. Vale notar, que dependendo do
modelo de turbina e da altura da torre, os valores abaixo podem variar.
Tabela 15: Peso e porcentagem de aço de cada componente da turbina
Elemento Massa Porcentagem em aço
Rotor 110 ton 54%
Nacelle 240 ton 82%
Torre 250 ton 93%
Por fim, o custo da etapa de descomissionamento é estimado em porcentagens do
custo de instalação do parque eólico [43], as quais são determinadas abaixo.
Tabela 16: Custo parcial de descomissionamento
Elemento Porcentagem do
custo de instalação Valor
Turbina e subestrutura 80% R$2017 11.806.267,00
Cabos submarinos 10% R$2017 2.386.363,20
Custo parcial de descomissionamento R$2017 14.192.630,20
Tabela 17: Rendimento devido à sucata por turbina
Elemento Quantidade Valor
Turbina 488,7 ton R$2017 742.824,00
Subestrutura 820 ton R$2017 1.246.400,00
Tabela 18: Custo final da etapa de descomissionamento
Custo de Descomissionamento
R$2017 2.257.286,20
41
4.3.2 CÁLCULO DA RECEITA
Antes de avaliar a receita do projeto com base no potencial eólico anual calculado
na seção 4.2, deve-se analisar as perdas energéticas às quais a turbina está sujeita.
Tais perdas estão relacionadas à rotina de operação da mesma, na qual deve-se levar
em consideração que a turbina não trabalha 100% do tempo devido às condições de
vento e pausas de manutenção. Além disso, existem igualmente as perdas devido à
transmissão elétrica que ocorrem nos cabos durante o percurso até a subestação
onshore. Dessa maneira, após a análise de disponibilidade e perdas elétricas pode-se
calcular o potencial líquido do parque eólico e a receita do projeto.
Cálculo das Perdas de Transmissão
As perdas de energia geradas pela transmissão são conhecidas como perdas
ôhmicas ou efeito joule, que é a perda térmica que ocorre quando uma corrente
elétrica passa por um condutor [45]. Essa seção se preocupa justamente com o
cálculo de tal perda, a partir do entendimento do circuito da turbina.
O tipo de gerador utilizado em turbinas eólicas trabalha de tal maneira que o
ângulo de fase entre a voltagem e a corrente elétrica é φ=0°, o que resulta em
potência reativa nula e potência aparente igual à potência ativa [44]:
𝑄𝑇 = √3 𝑉 𝑖 𝑠𝑒𝑛(𝜑) = 0 (5)
𝑃𝑇 = √3 𝑉 𝑖 𝑐𝑜𝑠(𝜑) = √3 𝑉 𝑖 = 𝑆𝑇 (6)
Dessa forma, para a voltagem de 33 kV de saída do transformador interno à
turbina e considerando a potencia média de cada modelo de turbina, a perda pode ser
calculada pelo método do cálculo das correntes, no qual a corrente interna ao circuito
trifásico, é dada por [45]:
𝑖 =𝑃𝑇
√3 𝑉 (7)
Tabela 19: Corrente do circuito por modelo de turbina
Modelo de Turbina Potência Nominal Potência Média Corrente
V164-8.0 8.000 kW 4.803 kW 84,06 A
M5000 5.000 kW 2.879 kW 50,37 A
6.2M120 6.200 kW 2.879 kW 50,38 A
36sl 3.600 kW 1.862 kW 32,58 A
Já a perda nos cabos elétricos, pode ser encontrada através de:
𝑃𝑙 = 3 × 𝑖2 × 𝑅 (8)
42
Onde, 𝑃𝑙 representa a perda de potência em watt, 𝑖 representa a corrente do
circuito de uma fase, calculada anteriormente em ampères e 𝑅 equivale à resistência
do cabo em ohm, dada pela equação (9).
𝑅 =𝜌 𝑙
𝐴 (9)
Onde, ρ representa a resistividade do material (considerado 1,75 x 10-8 Ωm para o
cobre), 𝑙 equivale ao comprimento do cabo (33 km) e 𝐴 representa a área seccional do
cabo estabelecida em 630 mm2 na seção 4.3.1.2.
Tabela 20: Perdas de transmissão por modelo de turbina
Modelo de Turbina Perdas Ôhmicas Porcentagem de Perda
V164-8.0 19,42 kW 0,40%
M5000 6,98 kW 0,24%
6.2M120 6,98 kW 0,24%
36sl 2,92 kW 0,16%
Cálculo da Disponibilidade
Durante as etapas de manutenção do parque eólico, as turbinas passam por um
período de inatividade. De acordo com [7], a disponibilidade das turbinas levando em
consideração os períodos de inatividade, para parques eólicos próximos da costa
variam de 95% - 98%. Entretanto, as turbinas também experimentam intervalos de
paralisação, sobretudo, durante desligamentos automáticos devido às condições
severas de velocidade de vento. Na totalidade, turbinas eólicas geram energia em
83% do tempo, enquanto que os 17% restantes estão relacionados com a
indisponibilidade devido ao tempo, manutenção e outras causas [46].
Dessa forma, para o parque com 20 anos de vida útil, pode-se calcular a
indisponibilidade das turbinas eólicas e a consequente perda de produção.
Tabela 21: Disponibilidade do parque eólico
Disponibilidade 83%
Tempo total de paralisação 29.784 horas
Tabela 22: Perda de produção anual devido à indisponibilidade
Perda de produção por ano
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
7.152,10 MWh 4.287,04 MWh 4.287,99 MWh 2.773,40 MWh
43
Cálculo da Receita Final
Finalmente, considerando as perdas calculadas previamente, o potencial eólico
anual líquido é apresentado na Tabela 23.
Tabela 23: Potencial eólico anual líquido por modelo de turbina
Modelo de Turbina V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
Potencial Eólico Anual Líquido [MWh] 34.777,94 20.880,14 20.884,76 13.519,43
De acordo com o Leilão de Energia da ANEEL, realizado em novembro de 2017, o
valor da energia de origem eólica está cotado em R$ 276,00/MWh. Além disso, a
venda de créditos de carbono está cotada em US$ 15,10/tCO2. De acordo com a EPA
(United States Environmental Protection Agency), uma turbina eólica evita 3948
tCO2/ano, totalizando um adicional de R$2017 1.167.138,55 na receita anual do
projeto. Dessa forma, o valor final da receita bruta anual pode ser calculado com base
no potencial eólico apresentado anteriormente e considerando as 6 turbinas em
operação.
Tabela 24: Receita bruta anual do parque eólico por modelo de turbina
Modelo de Turbina Receita Anual do Parque Eólico
V164-8.0 R$2017 58.759.415
M5000 R$2017 35.744.650
6.2M120 R$2017 35.752.294
36sl R$2017 23.555.323
44
5. RESULTADOS
Ao decorrer das seções anteriores foram definidos e calculados os parâmetros
necessários para a análise de viabilidade econômica do projeto. Além disso, foram
estabelecidas as características do parque eólico pretendido, resultado preliminar do
projeto, o qual é apresentado abaixo.
Tabela 25: Características do parque eólico estudado
Local de Implantação Bacia de Sergipe
Fundações Reutilizadas PCB03; PCM04; PCM05; PCM06; PCM08; PCM10
Subestrutura Jaqueta
Lâmina d’água Máxima 27 m
Distância da Costa 15 km
Número de Turbinas 6
Modelos de Turbina V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
Capacidade do Parque 48 MW 30 MW 37,2 MW 21,6 MW
Fator de Capacidade 60% 57,6% 46,4% 51,7%
Vida Útil 20 anos
Cabos Submarinos AC - 33 kV de cobre
Subestação Offshore NÃO
Figura 24: Esquema do parque eólico estudado. Fonte: Autor.
45
Em seguida, a partir dos valores de custo para cada etapa de projeto obtém-se a
participação de cada parcela calculada no CAPEX do empreendimento, como pode
ser visualizado no Gráfico 12 e na Figura 25.
Gráfico 12: Distribuição dos custos de CAPEX
Figura 25: Porcentagem das parcelas do CAPEX. Fonte: Autor.
R$ 0,00
R$ 50.000.000,00
R$ 100.000.000,00
R$ 150.000.000,00
R$ 200.000.000,00
R$ 250.000.000,00
R$ 300.000.000,00
R$ 350.000.000,00
R$ 400.000.000,00
R$ 450.000.000,00
V164-8.0 M500 6.2M120 36sl
Descomissionamento
Desenvolvimento
Turbina
Subestrutura
Cabos
68%
17%
9% 5%
1%
V164-8.0
59% 23%
11%
6%
1%
M5000
63%
20%
10%
6%
1%
6.2M120
51%
28%
13%
7%
1%
36sl
46
Como esperado, a maior parcela de custo do CAPEX é referente à aquisição e
instalação das turbinas, seguido do custo dos cabos elétricos. Tal resultado está de
acordo com o indicado por Bjerkseter et al. [7], no qual a participação de custo das
turbinas e cabos elétrico no CAPEX é dada por 44% e 21%, respectivamente. As
referentes porcentagens tiveram um aumento no atual projeto, visto que a parcela de
custos da subestrutura reduziu sua participação no CAPEX. A utilização das
fundações existentes fez com que o custo relacionado à superestrutura representasse
entre 8-12% do CAPEX, em contrapartida aos 20% indicados por Bjerkseter et al. [7].
O alto custo de aquisição da turbina eólica é foco recorrente de estudos de
aprimoramento e redução de custos em parques eólicos. Prevê-se até a década de
2030 avanços tecnológicos e melhorias nos processos de fabricação do rotor que
podem reduzir em até 3,4% o CAPEX de projetos de parques eólicos offshore. Já no
que se refere aos custos relacionados à transmissão elétrica, a introdução do uso de
cabos com maiores capacidades de transmissão, o aumento da diversidade de
materiais dos cabos elétricos e as melhorias nos padrões de produção podem
alcançar uma redução do CAPEX em até 1,1% [43].
Para fins de cálculo do fluxo de caixa do projeto, considera-se um financiamento
de 70% do empreendimento via BNDES, com taxa de juros de 6,75% a.a.. O
financiamento em questão se trata de empréstimos concedidos pelo BNDES [47] para
projetos de implantação ou ampliação de empreendimentos destinados à geração de
energia elétrica a partir de fontes renováveis e termelétrica à gás. No caso da energia
eólica, a amortização pode ser realizada num prazo máximo de 16 anos [47]. Dessa
maneira foi decidido arbitrariamente um prazo de 10 anos pra o presente projeto.
Além disso, o período de carência é de 6 meses a contar a partir do início das
operações do parque eólico e será adotado o Sistema de Amortização Constante
(SAC) [47]. No que se refere aos impostos sobre o Lucro Antes do Imposto de Renda
(LAIR), são apurados o PIS à 1,65% e o CONFINS à 7,6%. É considerada,
igualmente, a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (CSLL) com uma alíquota de
9% para pessoas jurídicas [48]. Ademais, o imposto de renda para pessoa jurídica é
de 15% e a depreciação é de 5% ao ano.
Tabela 26: Parcelas de financiamento e recurso próprio por modelo de turbina
Modelo de Turbina
Valor do Investimento CAPEX
Parcela Financiada Parcela de Recursos
Próprios
V164-8.0 R$ 415.738.959,78 R$ 291.017.271,85 R$ 124.721.687,93
M5000 R$ 311.021.298,63 R$ 217.714.909,04 R$ 93.306.389,59
6.2M120 R$ 352.908.363,09 R$ 247.035.854,16 R$ 105.872.508,93
36sl R$ 262.153.057,75 R$ 183.507.140,43 R$ 78.645.917,33
Para o parque eólico projetado com seis turbinas, os resultados de VPL e TIR são
apresentados abaixo e a extensão dos cálculos pode ser visualizada no Anexo D. Foi
considerada uma taxa mínima de atratividade igual a 6,9% ao ano (taxa Selic de
2017). Percebe-se que para todos os modelos de turbina o VPL encontrando foi
negativo, indicando que o projeto não é viável. Além disso, a TIR também se manteve
abaixo da taxa de mercado, confirmando o resultado. Dessa maneira, foi optado pela
realização de um estudo da sensibilidade do VPL e TIR para o número de turbinas
utilizadas. Espera-se com o aumento das turbinas em operação, alcançar a viabilidade
econômica de projeto.
47
Tabela 27: Resultados da viabilidade econômica
Modelo de Turbina VPL TIR
V164-8.0 -R$ 39.672.721,32 4,82%
M5000 -R$ 76.337.962,17 1,49%
6.2M120 -R$ 127.220.272,15 -1,18%
36sl -R$ 103.774.981,81 -2,04%
48
6. ESTUDO DE SENSIBILIDADE
Inicialmente foi proposta a utilização de seis plataformas existentes na Bacia de
Sergipe. Tal decisão foi tomada devido a uma série de fatores, como boa qualidade de
vento no local, proximidade da costa e concentração de estruturas disponíveis. Além
das seis fundações fora de operação que foram selecionadas, existem outras oito que
se encontram no final da vida-útil e estão localizadas na mesma região (Figura 26).
Tais plataformas representam a possibilidade de expansão do parque eólico
anteriormente projetado em um número máximo de 14 turbinas.
Figura 26: Plataformas existentes na Bacia de Sergipe. Fonte: Autor.
Dessa forma, foi decidido realizar um estudo da sensibilidade da viabilidade do
projeto com base no número de turbinas instaladas. Para tal, foram consideradas as
variações de custo e receita pela unidade de turbinas do parque eólico. Algumas
considerações foram feitas de forma a representar corretamente a variação do custo
com a ampliação do projeto:
Certas parcelas de custo se mantêm constantes com a variação do número
de turbinas, como é o caso das despesas associadas aos cabos
subterrâneos e cabos submarinos no trecho de exportação até a costa.
Foi estabelecido um comprimento suplementar de 1,55 km de cabos
submarinos por turbina adicionada, correspondente à distância média de
1,5 km entre turbinas e uma profundidade de 25 m.
Na ampliação do parque eólico foi considerada a capacidade de
transmissão dos cabos AC selecionados na seção 4.3.1.2. Para valores
49
maiores de 50MW de potência do parque foi definida a utilização de dois
cabos AC 33kV para exportação da energia gerada até a costa.
Foram utilizadas as mesmas condições de financiamento e tributos
calculadas para o parque eólico com 6 turbinas.
Dessa maneira, a divisão dos componentes de custo fixos e variáveis são
apresentados na Tabela 28 e as parcelas totais de custo e receita são resumidas nas
Tabelas 29-31.
Tabela 28: Distribuição dos componentes de custo
Componentes de Custo Fixo Componentes de Custo Variáveis
Aquisição dos cabos elétricos subterrâneos
Aquisição dos cabos elétricos submarinos de exportação
Instalação dos cabos elétricos subterrâneos
Instalação dos cabos elétricos submarinos de exportação
Custo de desenvolvimento e consentimento
Aquisição das turbinas
Aquisição das subestruturas
Aquisição dos cabos elétricos de interconexão
Instalação das turbinas
Instalação das subestruturas
Instalação dos cabos elétricos de interconexão
Custos de O&M
Custos de descomissionamento
Tabela 29: Parcelas de custo fixo e variável por unidade de turbina do CAPEX
Parcelas do CAPEX
Variável V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
R$ 62.586.946,94 R$ 45.134.003,49 R$ 52.115.180,87 R$ 36.989.296,54
Fixo V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
< 50 MW R$ 79.528.098,76 R$ 79.528.098,76 R$ 79.528.098,76 R$ 79.528.098,76
> 50 MW R$ 98.944.251,12 R$ 98.944.251,12 R$ 98.944.251,12 R$ 98.944.251,12
Tabela 30: Parcelas variáveis por unidade de turbina do OPEX
Parcelas do OPEX
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
R$ 2.050.400,00 R$ 1.281.500,00 R$ 1.589.060,00 R$ 922.680,00
Tabela 31: Receita variável por unidade de turbina
Parcelas de Receita
V164-8.0 M5000 6.2M120 36sl
R$ 11.773.311,64 R$ 7.943.379,07 R$ 7.944.650,65 R$ 5.913.732,04
Finalmente, a partir dos valores calculados acima, para cada modelo de turbina,
buscou-se a quantidade de aerogeradores capazes de viabilizar o projeto. Para os
modelos da Vestas e da Areva, a viabilidade econômica ocorreu com 7 e 10 turbinas
em operação, respectivamente.
50
Tabela 32: Resultado para o modelo V164-8.0
Modelo V164-8.0
7 turbinas VPL R$ 7.505.993,90
TIR 7,20%
Tabela 33: Resultado para o modelo M5000
Modelo M5000
10 turbinas VPL R$ 3.512.004,56
TIR 7,04%
Entretanto, para os modelos de turbina da Senvion e GE, mesmo com a utilização
das 14 plataformas existente, a viabilidade econômica não é alcançada. Esse
resultado ocorre devido, sobretudo, ao baixo fator de capacidade das turbinas (46,4%
e 51,7%, respectivamente), o que acarreta em uma variação de TIR e VPL lenta com o
aumento da receita devido ao acréscimo de aerogeradores.
Tabela 34: Resultado para o modelo 6.2M120
Modelo 6.2M120
14 turbinas VPL -R$ 103.062.386,16
TIR 4,18%
Tabela 35: Resultado para o modelo 36sl
Modelo 36sl
14 turbinas VPL -R$ 48.260.422,32
TIR 5,19%
51
7. CONCLUSÃO
O presente trabalho buscou, a partir do estudo de viabilidade econômica, propor
uma solução alternativa para o uso de plataformas no final da vida-útil, através da
instalação de turbinas eólicas offshore. A partir do mapeamento de plataformas
existentes, obteve-se o local ideal para implantação do projeto. Em seguida, através
do estudo do potencial eólico de geração, foi calculada a receita para quatro diferentes
modelos de turbina disponíveis no mercado. Por fim, foi realizada a avaliação de
viabilidade econômica por meio do cálculo dos custos de implantação do parque
eólico.
Na seção 5 foram encontrados os resultados para a análise econômica em
questão. Apesar da redução de custos graças à utilização de plataformas existente,
ainda assim o projeto não se mostrou viável economicamente, já que para todos os
modelos de turbina estudados o VPL obteve resultado negativo e a TIR ficou menor do
que a taxa de mercado. Nesse contexto, foi realizada uma análise de sensibilidade do
projeto, aumentando o número de turbinas instaladas com base no número de
plataformas existentes no local.
Para tal análise, os resultados de viabilidade econômica de dois dos modelos de
turbina estudados (V164-8.0 e M5000) foram satisfatórios. Isso mostra que o efeito do
tamanho do parque eólico na viabilidade do projeto é altamente relevante. Além disso,
fica clara a importância da escolha do modelo de turbina a ser utilizado no
empreendimento.
Ainda que os resultados objetivados inicialmente no projeto não tenham sido
satisfatórios, considera-se que as soluções alternativas encontradas são relevantes e
o trabalho realizado resultou em um conteúdo construtivo. As conclusões aqui
alcançadas apontam para a necessidade de estudos posteriores que visem melhorar
as estimativas realizadas e criar alternativas para a viabilidade do projeto.
Vale ressaltar que maiores precisões quanto aos valores calculados podem ser
efetuadas. As bases de cálculo utilizadas para o projeto se baseiam, sobretudo, em
condições de mercado internacionais, onde os empreendimentos de energia eólica
offshore atuam nos dias de hoje. Entretanto, mesmo com estimativas melhoradas, não
se espera que o resultado final de viabilidade se altere. As incertezas e os aspectos
econômicos complexos do mercado nacional de energia, além do resultado final aqui
encontrado, apontam para uma direção onde a viabilidade do projeto e a implantação
de usinas eólicas offshore, de uma maneira geral, dependem de uma motivação extra,
ligada ao interesse político e social em novas fontes energéticas renováveis para o
país.
A proposta apresentada não só desenvolve uma solução para o
descomissionamento de plataformas atuais, como também visa acelerar a entrada da
fonte eólica offshore no mercado nacional. Especialistas não preveem a participação
do país nessa área em um futuro próximo e, apesar da falta de experiência do Brasil
em projetos de eólica offshore, a realização de pesquisas e projetos na área
impulsiona o desenvolvimento do setor.
52
Dessa forma, a continuação do trabalho consiste em estudos futuros sobre a
viabilidade técnica do projeto, assim como um estudo detalhado do projeto de
descomissionamento das plataformas existentes. Ademais, outra proposta é um
projeto para reutilização das fundações em campos petrolíferos mais distantes da
costa, com a instalação de turbinas eólicas para suprir a demanda de energia elétrica
das demais plataformas em operação.
53
8. REFERÊNCIAS
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PBIQ-1 PLATAFORMA BIQUARA 1 Potiguar Petrobras Em operação 17 4°51'25.3"S 36°33'37.8"W 25
PAG01 PLATAFORMA DE AGULHA 1 Potiguar Petrobras Em operação 18 4°54'25.412"S 36°15'46.281"W 20
PAG02 PLATAFORMA DE AGULHA 2 Potiguar Petrobras Em operação 18 4°52'36.132"S 36°16'16.240"W 25
PAG03 PLATAFORMA DE AGULHA 3 Potiguar Petrobras Fora de operação 18 4°54'58.296"S 36°15'30.188"W 20
PARB1 PLATAFORMA DE ARABAIANA 1 Potiguar Petrobras Em operação 30 4°41'27.974"S 36°43'41.403"W 31
PARB3 PLATAFORMA DE ARABAIANA 3 Potiguar Petrobras Fora de operação 30 4°41'57.149"S 36°45'1.629"W 31
PART1 PLATAFORMA DE ARATUM 1 Potiguar Petrobras Em operação 7 5°02'0.833"S 36°34'27.240"W 6
PART2 PLATAFORMA DE ARATUM 2 Potiguar Petrobras Fora de operação 7 5°03'25.499"S 36°32'31.044"W 4
PAT01 PLATAFORMA DE ATUM 1 Ceará Petrobras Em operação 45 2°58'41.134"S 38°57'38.680"W 45
PAT02 PLATAFORMA DE ATUM 2 Ceará Petrobras Em operação 45 2°57'41.074"S 38°58'40.979"W 45
PAT03 PLATAFORMA DE ATUM 3 Ceará Petrobras Em operação 45 2°58'06.177"S 38°58'35.676"W 45
PCIO1 PLATAFORMA DE CIOBA 1 Potiguar Petrobras Em operação 9 4°57'59.395"S 36°25'18.197"W 12
PCR01 PLATAFORMA DE CURIMÃ 1 Ceará Petrobras Em operação 45 3°05'26.793"S 38°46'45.627"W 45
PCR02 PLATAFORMA DE CURIMÃ 2 Ceará Petrobras Em operação 45 3°05'27.346"S 38°47'45.895"W 45
PEP01 PLATAFORMA DE ESPADA 1 Ceará Petrobras Em operação 34 3°07'59.099"S 38°49'19.892"W 30
PMNT PLATAFORMA DE MANATI 1 Camamu Petrobras Em operação 36 13°29'23.777"S 38°48'44.373"W 12
PPE1A PLATAFORMA DE PESCADA 1A Potiguar Petrobras Em operação 20 4°42'17.515"S 36°49'39.214"W 30
PPE1B PLATAFORMA DE PESCADA 1B Potiguar Petrobras Em operação 20 4°42'13.223"S 36°48'36.543"W 30
PPE02 PLATAFORMA DE PESCADA 2 Potiguar Petrobras Em operação 25 4°42'53.946"S 36°50'17.333"W 30
PPE03 PLATAFORMA DE PESCADA 3 Potiguar Petrobras Fora de operação 25 4°41'03.913"S 36°49'29.409"W 30
PUB01 PLATAFORMA DE UBARANA 1 Potiguar Petrobras Em operação 17 4°54'54.905"S 36°20'27.832"W 20
PUB10 PLATAFORMA DE UBARANA 10 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°57'08.166"S 36°21'22.609"W 15
PUB11 PLATAFORMA DE UBARANA 11 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°56'15.262"S 36°20'37.119"W 18
PUB12 PLATAFORMA DE UBARANA 12 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°55'22.924"S 36°20'13.304"W 20
PUB13 PLATAFORMA DE UBARANA 13 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°54'59.013"S 36°19'02.671"W 20
PUB15 PLATAFORMA DE UBARANA 15 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°55'46.695"S 36°24'24.624"W 18
PUB02 PLATAFORMA DE UBARANA 2 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°55'50.106"S 36°19'26.204"W 18
PUB03 PLATAFORMA DE UBARANA 3 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°55'27.426"S 36°22'36.323"W 18
PUB04 PLATAFORMA DE UBARANA 4 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°54'35.464"S 36°24'45.27"W 18
PUB05 PLATAFORMA DE UBARANA 5 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°56'02.946''S 36°21'51.167"W 18
PUB06 PLATAFORMA DE UBARANA 6 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°56'41.986"S 36°22'26.972"W 18
PUB07 PLATAFORMA DE UBARANA 7 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°56'42.393"S 36°20'40.67"W 18
PUB08 PLATAFORMA DE UBARANA 8 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°55'26.281"S 36°21'10.123"W 20
PUB09 PLATAFORMA DE UBARANA 9 Potiguar Petrobras Em operação 13 4°55'23.729"S 36°18'53.208"W 20
PXA01 PLATAFORMA DE XAREU 1 Ceará Petrobras Em operação 32 3°01'50.403"S 39°02'43.247"W 35
PXA02 PLATAFORMA DE XAREU 2 Ceará Petrobras Fora de operação 45 3°02'21.145"S 39°02'30.188"W 35
PXA03 PLATAFORMA DE XAREU 3 Ceará Petrobras Em operação 45 3°02'06.296"S 39°01'30.911"W 35
POUB1 PLATAFORMA OESTE DE UBARANA 1 Potiguar Petrobras Em operação 16 4°53'13.779"S 36°25'59.970"W 22
POUB2 PLATAFORMA OESTE DE UBARANA 2 Potiguar Petrobras Fora de operação 16 4°53'30.122"S 36°27'10.815"W 22
PCB01 PLATAFORMA PCB-01 DE CAIOBA Sergipe Petrobras Em operação 28 11°00'29.323"S 36°55'58.132"W 15
PCB02 PLATAFORMA PCB-02 DE CAIOBA Sergipe Petrobras Em operação 28 11°00'01.656"S 36°55'29.285"W 15
PCB03 PLATAFORMA PCB-03 DE CAIOBA Sergipe Petrobras Fora de operação 27 10°59’44.818”S 36°55’25.794”W 15
PCB04 PLATAFORMA PCB-04 DE CAIOBA Sergipe Petrobras Em operação 26 11°00'25.706"S 36°55'33.196"W 15
PCM01 PLATAFORMA PCM-01 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Em operação 13 10°59'38.118"S 36°59'36.819"W 6
PCM02 PLATAFORMA PCM-02 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Em operação 15 10°59'04.216"S 36°58'55.840"W 6
PCM03 PLATAFORMA PCM-03 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Em operação 14 10°58'04.709"S 36°58'38.425"W 6
PCM04 PLATAFORMA PCM-04 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Fora de operação 18 10°59'07.736"S 36°57'53.042"W 8
PCM05 PLATAFORMA PCM-05 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Fora de operação 20 10°59'58.193"S 36°58'19.505"W 8
PCM06 PLATAFORMA PCM-06 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Fora de operação 26 10°58'59.914"S 36°55'58.199"W 11
PCM07 PLATAFORMA PCM-07 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Em operação 19 11°00'50.266"S 36°59'18.236"W 7
PCM08 PLATAFORMA PCM-08 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Fora de operação 26 10°59'17.025"S 36°56'16.719"W 11
PCM09 PLATAFORMA PCM-09 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Em operação 24 10°59'13.473"S 36°56'54.385"W 10
PCM10 PLATAFORMA PCM-10 DE CAMORIM Sergipe Petrobras Fora de operação 21 10°58'38.748"S 36°57'04.099"W 9
PDO01 PLATAFORMA PDO-01 DE DOURADO Sergipe Petrobras Fora de operação 27 11°05'54.130"S 36°57'35.127"W 16
PDO02 PLATAFORMA PDO-02 DE DOURADO Sergipe Petrobras Fora de operação 28 11°06'53.946"S 36°57'59.440"W 16
PDO03 PLATAFORMA PDO-03 DE DOURADO Sergipe Petrobras Fora de operação 28 11°07'06.721"S 36°58'48.867"W 16
PGA01 PLATAFORMA PGA-01 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Em operação 29 11°08'57.141"S 37°02'57.195"W 11
PGA02 PLATAFORMA PGA-02 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Fora de operação 25 11°09'52.004"S 37°03'09.486"W 11
PGA03 PLATAFORMA PGA-03 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Em operação 28 11°08'33.758"S 37°02'24.217"W 11
PGA04 PLATAFORMA PGA-04 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Fora de operação 24 11°07'54.130"S 37°02'51.362"W 10
PGA05 PLATAFORMA PGA-05 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Fora de operação 25 11°09'13.012"S 37°03'42.995"W 10
PGA07 PLATAFORMA PGA-07 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Fora de operação 27 11°12'08.177"S 37°04'46.675"W 10
PGA08 PLATAFORMA PGA-08 DE GUARICEMA Sergipe Petrobras Em operação 38 11°10'38.947"S 37°01'06.846"W 15
PRB01 PLATAFORMA PRB-01 DE ROBALO Sergipe Petrobras Fora de operação 13 10°39'12.455"S 36°38'02.530"W 6
SIGLA NOME BACIA OPERADOR OPERAÇÃOLÂMINA
D'ÁGUALATITUDE LONGITUDE
DISTÂNCIA DA
COSTA
ANEXO A – CARACTERÍSTICAS DAS UEP’S NO NE
Figura 27: Características das UEP's em Bacias do Nordeste
57
ANEXO B – CURVAS DE POTÊNCIA DAS TURBINAS
Figura 28: Curva de potência do modelo V164-8.0. Fonte: Vestas.
Figura 29: Curva de potência do modelo 6.2M120. Fonte: Senvion.
58
Figura 30: Curva de potência do modelo M5000. Fonte: Areva.
Figura 31: Curva de potência do modelo 36sl. Fonte: GE.
59
ANEXO C – CONVERSÕES MONETÁRIAS
Dependendo da fonte de publicação utilizada, as conversões monetárias foram
realizadas para o cambio e a valor atual, a fim de trabalhar com a moeda Real de
2017. Entretanto, uma atenção especial deve ser feita com relação à ordem das
conversões. Caso o valor convertido se trate de um produto a ser fornecido pelo
mercado brasileiro, a inflação deve ser considerada após a conversão cambial. Caso
contrário, se o produto for de origem da moeda em questão, deve-se realizar o ajuste
para o ano de 2017 e, em seguida, a conversão de moeda.
Conversão cambial
Todos os valores foram convertidos para Real utilizando a taxa de câmbio no
ano em questão, pela seguinte relação:
𝑅$𝑡 = 𝑀𝑡𝐶𝑡
Onde:
𝑅$𝑡 representa o valor em Real convertido da moeda estrangeira em um ano t
𝑀𝑡 representa o valor indicado na moeda estrangeira em um ano t
𝐶𝑡 representa a taxa de câmbio entre o Real e a moeda estrangeira em questão
em um ano t
𝑡 representa o ano t da conversão
Tabela 36: Taxas de conversão monetária
Ano EUR USD GBP
2017 3,8702 3,2630 4,4407
2016 3,6380 3,4356 4,0033
2015 4,1106 3,8739 5,8942
2014 3,2023 2,5618 4,1675
2013 3,1610 2,3243 3,8560
2012 2,7384 2,1068 3,3594
2011 2,4162 1,7922 2,9072
2010 2,2336 1,7044 2,6091
2009 2,61107 1,7285 2,8018
2008 2,97706 2,3557 3,5071
Fonte: Banco Central do Brasil
Inflação
A correção para o ano de base de 2018 é feita através da conversão pela taxa
de inflação, como mostrado abaixo:
𝑀2017 = 𝑀𝑡 ×𝐼2017
𝐼𝑡
60
Onde:
𝑀2017 representa a moeda convertida para 2017
𝑀𝑡 representa o valor da moeda no ano de referência t
𝐼2017 representa o índice inflacionário no ano de 2017
𝐼𝑡 representa o índice inflacionário no ano de referência t
𝑡 representa o ano t da conversão
Tabela 37: Índices inflacionários
Ano EUR – PPI1 REAL – IPCA2 GBP – CPI3
2017 105,9 4894,92 103,4
2016 102,0 4761,42 100,7
2015 103,7 4450,45 100,0
2014 106,2 4028,44 100,0
2013 108,2 3780,61 98,5
2012 108,3 3574,22 96,1
2011 105,6 3386,8 93,4
2010 100 3175,88 89,4
2009 96,8 3006,47 86,6
2008 100,5 2884,78 84,7
1) Eurostat (EU 2010 = 100)
2) IBGE (dez/93 = 100)
3) ONS (2015 =100)
61
ANEXO D – MEMÓRIA DE CÁLCULO DO FLUXO DE
CAIXA
Figura 32: Cálculo da Receita Líquida para o modelo de turbina V164-8.0
Figura 33: Fluxo de caixa para o modelo de turbina V164-8.0
A fim de simplificar o cálculo, foram considerados 18 meses de construção que,
adicionados aos 6 meses de carência, totalizam 2 anos antes dos pagamentos das
parcelas do financiamento.
Ano Receita Bruta PIS/CONFINS OPEX Depreciação LAIR CSLL IR Lucro Líquido Contábil Receita Líquida Final
1 - - - - - - - - -
2 29.379.707,50R$ 2.717.622,94R$ 6.143.116,50R$ 10.393.473,99R$ 10.125.494,06R$ 911.294,47R$ 1.518.824,11R$ 7.695.375,49R$ 18.088.849,48R$
3 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
4 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
5 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
6 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
7 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
8 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
9 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
10 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
11 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
12 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
13 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
14 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
15 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
16 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
17 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
18 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
19 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
20 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
21 58.759.415,00R$ 5.435.245,89R$ 12.286.233,00R$ 20.786.947,99R$ 20.250.988,12R$ 1.822.588,93R$ 3.037.648,22R$ 15.390.750,97R$ 36.177.698,96R$
22 29.379.707,50R$ 2.717.622,94R$ 6.143.116,50R$ 10.393.473,99R$ 10.125.494,06R$ 911.294,47R$ 1.518.824,11R$ 7.695.375,49R$ 18.088.849,48R$
V164-8.0
Ano Recursos Próprios Saldo devedor Amortização Juros Prestação Receita Líquida FC FVA VP
0 124.721.687,93R$ 291.017.271,85R$ - - - - 124.721.687,93-R$ 1,00 124.721.687,93-R$
1 310.660.937,70R$ - 19.643.665,85R$ - 18.088.849,48R$ 18.088.849,48R$ 0,94 16.921.281,09R$
2 279.594.843,93R$ 31.066.093,77R$ 20.969.613,29R$ 52.035.707,06R$ 36.177.698,96R$ 15.858.008,10-R$ 0,88 13.876.924,48-R$
3 248.528.750,16R$ 31.066.093,77R$ 18.872.651,97R$ 49.938.745,73R$ 36.177.698,96R$ 13.761.046,77-R$ 0,82 11.264.666,93-R$
4 217.462.656,39R$ 31.066.093,77R$ 16.775.690,64R$ 47.841.784,41R$ 36.177.698,96R$ 11.664.085,44-R$ 0,77 8.931.818,13-R$
5 186.396.562,62R$ 31.066.093,77R$ 14.678.729,31R$ 45.744.823,08R$ 36.177.698,96R$ 9.567.124,11-R$ 0,72 6.853.191,73-R$
6 155.330.468,85R$ 31.066.093,77R$ 12.581.767,98R$ 43.647.861,75R$ 36.177.698,96R$ 7.470.162,78-R$ 0,67 5.005.688,66-R$
7 124.264.375,08R$ 31.066.093,77R$ 10.484.806,65R$ 41.550.900,42R$ 36.177.698,96R$ 5.373.201,45-R$ 0,63 3.368.132,65-R$
8 93.198.281,31R$ 31.066.093,77R$ 8.387.845,32R$ 39.453.939,09R$ 36.177.698,96R$ 3.276.240,12-R$ 0,59 1.921.118,19-R$
9 62.132.187,54R$ 31.066.093,77R$ 6.290.883,99R$ 37.356.977,76R$ 36.177.698,96R$ 1.179.278,79-R$ 0,55 646.870,20-R$
10 31.066.093,77R$ 31.066.093,77R$ 4.193.922,66R$ 35.260.016,43R$ 36.177.698,96R$ 917.682,54R$ 0,51 470.885,61R$
11 -R$ 31.066.093,77R$ 2.096.961,33R$ 33.163.055,10R$ 36.177.698,96R$ 3.014.643,86R$ 0,48 1.447.042,40R$
12 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,45 16.244.579,66R$
13 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,42 15.196.052,07R$
14 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,39 14.215.203,06R$
15 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,37 13.297.664,22R$
16 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,34 12.439.349,13R$
17 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,32 11.636.435,11R$
18 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,30 10.885.346,22R$
19 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,28 10.182.737,35R$
20 36.177.698,96R$ 36.177.698,96R$ 0,26 9.525.479,28R$
21 18.088.849,48R$ 18.088.849,48R$ 0,25 4.455.322,39R$
VPL 39.672.721,32-R$
TIR 4,82%
Financiamento
V164-8.0
62
Figura 34: Cálculo da Receita Líquida para o modelo de turbina M5000
Figura 35: Fluxo de caixa para o modelo de turbina M5000
A fim de simplificar o cálculo, foram considerados 18 meses de construção que,
adicionados aos 6 meses de carência, totalizam 2 anos antes dos pagamentos das
parcelas do financiamento.
Ano Receita Bruta PIS/CONFINS OPEX Depreciação LAIR CSLL IR Lucro Líquido Contábil Receita Líquida Final
1 - - - - - - - - -
2 17.872.324,99R$ 1.653.190,06R$ 3.839.447,50R$ 7.775.532,47R$ 4.604.154,97R$ 414.373,95R$ 690.623,25R$ 3.499.157,77R$ 11.274.690,24R$
3 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
4 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
5 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
6 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
7 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
8 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
9 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
10 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
11 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
12 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
13 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
14 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
15 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
16 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
17 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
18 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
19 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
20 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
21 35.744.649,99R$ 3.306.380,12R$ 7.678.895,00R$ 15.551.064,93R$ 9.208.309,93R$ 828.747,89R$ 1.381.246,49R$ 6.998.315,55R$ 22.549.380,48R$
22 17.872.324,99R$ 1.653.190,06R$ 3.839.447,50R$ 7.775.532,47R$ 4.604.154,97R$ 414.373,95R$ 690.623,25R$ 3.499.157,77R$ 11.274.690,24R$
M5000
Ano Recursos Próprios Saldo devedor Amortização Juros Prestação Receita Líquida FC FVA VP
0 93.306.389,59R$ 217.714.909,04R$ - - - - 93.306.389,59-R$ 1,00 93.306.389,59-R$
1 232.410.665,40R$ - 14.695.756,36R$ - 11.274.690,24R$ 11.274.690,24R$ 0,94 10.546.950,65R$
2 209.169.598,86R$ 23.241.066,54R$ 15.687.719,91R$ 38.928.786,45R$ 22.549.380,48R$ 16.379.405,97-R$ 0,88 14.333.186,01-R$
3 185.928.532,32R$ 23.241.066,54R$ 14.118.947,92R$ 37.360.014,46R$ 22.549.380,48R$ 14.810.633,98-R$ 0,82 12.123.849,42-R$
4 162.687.465,78R$ 23.241.066,54R$ 12.550.175,93R$ 35.791.242,47R$ 22.549.380,48R$ 13.241.861,99-R$ 0,77 10.140.006,57-R$
5 139.446.399,24R$ 23.241.066,54R$ 10.981.403,94R$ 34.222.470,48R$ 22.549.380,48R$ 11.673.090,00-R$ 0,72 8.361.752,48-R$
6 116.205.332,70R$ 23.241.066,54R$ 9.412.631,95R$ 32.653.698,49R$ 22.549.380,48R$ 10.104.318,01-R$ 0,67 6.770.812,31-R$
7 92.964.266,16R$ 23.241.066,54R$ 7.843.859,96R$ 31.084.926,50R$ 22.549.380,48R$ 8.535.546,02-R$ 0,63 5.350.413,80-R$
8 69.723.199,62R$ 23.241.066,54R$ 6.275.087,97R$ 29.516.154,51R$ 22.549.380,48R$ 6.966.774,02-R$ 0,59 4.085.169,51-R$
9 46.482.133,08R$ 23.241.066,54R$ 4.706.315,97R$ 27.947.382,51R$ 22.549.380,48R$ 5.398.002,03-R$ 0,55 2.960.967,88-R$
10 23.241.066,54R$ 23.241.066,54R$ 3.137.543,98R$ 26.378.610,52R$ 22.549.380,48R$ 3.829.230,04-R$ 0,51 1.964.872,64-R$
11 0,00R$ 23.241.066,54R$ 1.568.771,99R$ 24.809.838,53R$ 22.549.380,48R$ 2.260.458,05-R$ 0,48 1.085.029,87-R$
12 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,45 10.125.166,00R$
13 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,42 9.471.623,95R$
14 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,39 8.860.265,62R$
15 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,37 8.288.368,21R$
16 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,34 7.753.384,67R$
17 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,32 7.252.932,34R$
18 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,30 6.784.782,36R$
19 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,28 6.346.849,73R$
20 22.549.380,48R$ 22.549.380,48R$ 0,26 5.937.184,03R$
21 11.274.690,24R$ 11.274.690,24R$ 0,25 2.776.980,37R$
VPL 76.337.962,17-R$
TIR 1,49%
Financiamento
M5000
63
Figura 36: Cálculo da Receita Líquida para o modelo de turbina 6.2M120
Figura 37: Fluxo de caixa para o modelo de turbina 6.2M120
A fim de simplificar o cálculo, foram considerados 18 meses de construção que,
adicionados aos 6 meses de carência, totalizam 2 anos antes dos pagamentos das
parcelas do financiamento.
Ano Receita Bruta PIS/CONFINS OPEX Depreciação LAIR CSLL IR Lucro Líquido Contábil Receita Líquida Final
1 - - - - - - - - -
2 17.876.146,96R$ 1.653.543,59R$ 4.760.915,00R$ 8.822.709,08R$ 2.638.979,29R$ 237.508,14R$ 395.846,89R$ 2.005.624,26R$ 10.828.333,34R$
3 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
4 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
5 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
6 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
7 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
8 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
9 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
10 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
11 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
12 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
13 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
14 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
15 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
16 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
17 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
18 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
19 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
20 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
21 35.752.293,93R$ 3.307.087,19R$ 9.521.830,00R$ 17.645.418,15R$ 5.277.958,59R$ 475.016,27R$ 791.693,79R$ 4.011.248,53R$ 21.656.666,68R$
22 17.876.146,96R$ 1.653.543,59R$ 4.760.915,00R$ 8.822.709,08R$ 2.638.979,29R$ 237.508,14R$ 395.846,89R$ 2.005.624,26R$ 10.828.333,34R$
6.2M120
Ano Recursos Próprios Saldo devedor Amortização Juros Prestação Receita Líquida FC FVA VP
0 105.872.508,93R$ 247.035.854,16R$ - - - - 105.872.508,93-R$ 1,00 105.872.508,93-R$
1 263.710.774,32R$ - 16.674.920,16R$ - 10.828.333,34R$ 10.828.333,34R$ 0,94 10.129.404,43R$
2 237.339.696,89R$ 26.371.077,43R$ 17.800.477,27R$ 44.171.554,70R$ 21.656.666,68R$ 22.514.888,02-R$ 0,88 19.702.184,46-R$
3 210.968.619,46R$ 26.371.077,43R$ 16.020.429,54R$ 42.391.506,97R$ 21.656.666,68R$ 20.734.840,29-R$ 0,82 16.973.350,48-R$
4 184.597.542,02R$ 26.371.077,43R$ 14.240.381,81R$ 40.611.459,25R$ 21.656.666,68R$ 18.954.792,57-R$ 0,77 14.514.705,05-R$
5 158.226.464,59R$ 26.371.077,43R$ 12.460.334,09R$ 38.831.411,52R$ 21.656.666,68R$ 17.174.744,84-R$ 0,72 12.302.737,78-R$
6 131.855.387,16R$ 26.371.077,43R$ 10.680.286,36R$ 37.051.363,79R$ 21.656.666,68R$ 15.394.697,11-R$ 0,67 10.315.847,60-R$
7 105.484.309,73R$ 26.371.077,43R$ 8.900.238,63R$ 35.271.316,07R$ 21.656.666,68R$ 13.614.649,39-R$ 0,63 8.534.194,28-R$
8 79.113.232,30R$ 26.371.077,43R$ 7.120.190,91R$ 33.491.268,34R$ 21.656.666,68R$ 11.834.601,66-R$ 0,59 6.939.561,08-R$
9 52.742.154,86R$ 26.371.077,43R$ 5.340.143,18R$ 31.711.220,61R$ 21.656.666,68R$ 10.054.553,93-R$ 0,55 5.515.227,88-R$
10 26.371.077,43R$ 26.371.077,43R$ 3.560.095,45R$ 29.931.172,89R$ 21.656.666,68R$ 8.274.506,21-R$ 0,51 4.245.853,78-R$
11 0,00R$ 26.371.077,43R$ 1.780.047,73R$ 28.151.125,16R$ 21.656.666,68R$ 6.494.458,48-R$ 0,48 3.117.368,82-R$
12 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,45 9.724.317,94R$
13 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,42 9.096.649,15R$
14 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,39 8.509.494,06R$
15 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,37 7.960.237,66R$
16 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,34 7.446.433,73R$
17 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,32 6.965.793,95R$
18 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,30 6.516.177,69R$
19 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,28 6.095.582,50R$
20 21.656.666,68R$ 21.656.666,68R$ 0,26 5.702.135,17R$
21 10.828.333,34R$ 10.828.333,34R$ 0,25 2.667.041,71R$
VPL 127.220.272,15-R$
TIR -1,18%
6.2M120
Financiamento
64
Figura 38: Cálculo da Receita Líquida para o modelo de turbina 36sl
Figura 39: Fluxo de caixa para o modelo de turbina 36sl
A fim de simplificar o cálculo, foram considerados 18 meses de construção que,
adicionados aos 6 meses de carência, totalizam 2 anos antes dos pagamentos das
parcelas do financiamento.
Ano Receita Bruta PIS/CONFINS OPEX Depreciação LAIR CSLL IR Lucro Líquido Contábil Receita Líquida Final
1 - - - - - - - - -
2 11.777.661,25R$ 1.089.433,67R$ 2.764.402,50R$ 6.553.826,44R$ 1.369.998,64R$ 123.299,88R$ 205.499,80R$ 1.041.198,97R$ 7.595.025,41R$
3 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
4 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
5 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
6 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
7 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
8 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
9 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
10 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
11 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
12 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
13 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
14 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
15 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
16 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
17 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
18 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
19 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
20 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
21 23.555.322,50R$ 2.178.867,33R$ 5.528.805,00R$ 13.107.652,89R$ 2.739.997,28R$ 246.599,76R$ 410.999,59R$ 2.082.397,93R$ 15.190.050,82R$
22 11.777.661,25R$ 1.089.433,67R$ 2.764.402,50R$ 6.553.826,44R$ 1.369.998,64R$ 123.299,88R$ 205.499,80R$ 1.041.198,97R$ 7.595.025,41R$
36sl
Ano Recursos Próprios Saldo devedor Amortização Juros Prestação Receita Líquida FC FVA VP
0 78.645.917,33R$ 183.507.140,43R$ - - - - 78.645.917,33-R$ 1,00 78.645.917,33-R$
1 195.893.872,40R$ - 12.386.731,98R$ - 7.595.025,41R$ 7.595.025,41R$ 0,94 7.104.794,58R$
2 176.304.485,16R$ 19.589.387,24R$ 13.222.836,39R$ 32.812.223,63R$ 15.190.050,82R$ 17.622.172,81-R$ 0,88 15.420.698,47-R$
3 156.715.097,92R$ 19.589.387,24R$ 11.900.552,75R$ 31.489.939,99R$ 15.190.050,82R$ 16.299.889,17-R$ 0,82 13.342.940,08-R$
4 137.125.710,68R$ 19.589.387,24R$ 10.578.269,11R$ 30.167.656,35R$ 15.190.050,82R$ 14.977.605,53-R$ 0,77 11.469.158,84-R$
5 117.536.323,44R$ 19.589.387,24R$ 9.255.985,47R$ 28.845.372,71R$ 15.190.050,82R$ 13.655.321,89-R$ 0,72 9.781.679,21-R$
6 97.946.936,20R$ 19.589.387,24R$ 7.933.701,83R$ 27.523.089,07R$ 15.190.050,82R$ 12.333.038,25-R$ 0,67 8.264.257,63-R$
7 78.357.548,96R$ 19.589.387,24R$ 6.611.418,19R$ 26.200.805,43R$ 15.190.050,82R$ 11.010.754,61-R$ 0,63 6.901.971,28-R$
8 58.768.161,72R$ 19.589.387,24R$ 5.289.134,55R$ 24.878.521,80R$ 15.190.050,82R$ 9.688.470,97-R$ 0,59 5.681.115,27-R$
9 39.178.774,48R$ 19.589.387,24R$ 3.966.850,92R$ 23.556.238,16R$ 15.190.050,82R$ 8.366.187,34-R$ 0,55 4.589.107,57-R$
10 19.589.387,24R$ 19.589.387,24R$ 2.644.567,28R$ 22.233.954,52R$ 15.190.050,82R$ 7.043.903,70-R$ 0,51 3.614.401,20-R$
11 0,00-R$ 19.589.387,24R$ 1.322.283,64R$ 20.911.670,88R$ 15.190.050,82R$ 5.721.620,06-R$ 0,48 2.746.402,96-R$
12 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,45 6.820.665,70R$
13 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,42 6.380.416,94R$
14 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,39 5.968.584,60R$
15 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,37 5.583.334,52R$
16 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,34 5.222.950,90R$
17 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,32 4.885.828,72R$
18 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,30 4.570.466,53R$
19 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,28 4.275.459,81R$
20 15.190.050,82R$ 15.190.050,82R$ 0,26 3.999.494,67R$
21 7.595.025,41R$ 7.595.025,41R$ 0,25 1.870.671,04R$
VPL 103.774.981,81-R$
TIR -2,04%
Financiamento
36sl
