as ppp no sector das energias r - ana isabel craveiro martins
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PPP no sectro das ERTRANSCRIPT
As Parcerias Público-Privadas no Sector das Energias
Renováveis
O caso da Energia Eólica
Ana Isabel Cravinho Martins
Dissertação para obtenção do grau de Mestre em
Engenharia Civil
Júri
Presidente: Professor Doutor José Álvaro Pereira Antunes Ferreira
Orientador: Professor Doutor Rui Domingos Ribeiro da Cunha Marques
Vogal: Dr. Tiago Manuel Caetano Rodrigues Henriques Jorge Rodrigues
Janeiro de 2010
Agradecimentos Esta dissertação não poderia ter sido possível sem a ajuda de todos os que, de uma forma ou de
outra, me incentivaram, motivaram e acompanharam durante toda a sua elaboração.
Ao Professor Rui Cunha Marques, o meu obrigado por toda a orientação, conhecimentos e incentivo,
que me transmitiu a longo de todos estes meses, assim como a sua permanente disponibilidade e
empenho demonstrado nas sugestões que trouxe para a melhoria do desenvolvimento desta
dissertação.
Ao Doutor Tiago Rodrigues, da empresa IberWind, pela prontidão com que me recebeu e total boa-
vontade em facultar-me elementos preciosos, quer por seu intermédio, quer através de colaboradores
seus, para o desenvolvimento deste trabalho.
Ao Engenheiro João Hormigo, da empresa EDP, que sempre demonstrou grande disponibilidade e
boa-vontade na cedência de muita informação sobre toda a temática eólica, compartilhando comigo a
sua vasta experiência profissional a nível internacional neste sector.
À Doutora Manuela Parreira e ao Doutor João Marques de Almeida, agradeço o envolvimento que
demonstraram na ajuda que me prestaram relativamente ao artigo científico, na revisão da sua
tradução para inglês.
Aos meus colegas do Técnico, Anderson Freitas (Doshi), Ana Raposo (Fox), Zés, Pinto e Ângela,
pelo companheirismo e grande amizade sempre demonstrada desde que nos conhecemos. Ao meu
amigo Doshi, em especial, agradeço o grande incentivo que me deu em todas as fases importantes
no meu percurso académico, nomeadamente na decisão que envolveu a minha mudança de curso.
Ao meu colega Diogo, agradeço a companhia nos muitos dias de trabalho na biblioteca na realização
das nossas dissertações e pela ajuda nas formatações.
Ao André por toda a paciência e apoio que me deu durante toda a fase de desenvolvimento deste
trabalho, especialmente nos últimos meses.
Aos meus pais e irmã, agradeço especialmente pelo permanente estímulo que me deram ao longo de
toda a minha vida e a segurança que me transmitem, acreditando sempre em mim.
Resumo
A presente dissertação tem como principal objectivo analisar um concurso eólico, estabelecido por
meio de uma parceria-público-privada (PPP), ao nível de acesso ao negócio, análise de riscos
associados e gestão do contrato celebrado.
O trabalho foi dividido em cinco partes fundamentais. Na primeira, efectuou-se uma pesquisa
bibliográfica e da documentação relacionada com as PPP, tentando esclarecer quais os pontos
fundamentais a considerar neste tipo de modelo de contratação pública e sempre que possível
estabelecer comparações com o modelo tradicional.
Na segunda parte realizou-se uma caracterização do sector eléctrico em Portugal, bem como a
caracterização do sector das energias renováveis, quer a nível mundial, quer a nível de Portugal,
dando especial atenção à energia eólica.
Na terceira parte, é feita uma abordagem ao acesso ao negócio de um empreendimento eólico, em
que se procura analisar quais as fases de um projecto eólico, quais os factores que possibilitam e
dificultam o desenvolvimento de projectos eólicos, os aspectos concorrenciais, a análise económica e
financeira e a análise de um concurso eólico. Na análise da fase concursal do projecto eólico, é dado
especial atenção aos critérios de avaliação das propostas apresentadas a concurso, bem como às
fases de pré-qualificação e de negociação com os concorrentes.
Na quarta parte, para além de alguma pesquisa bibliográfica relacionada com os riscos em PPP´s e
em projectos de energia renovável, foi proposta uma lista orientadora de riscos associados a
projectos eólicos, tentando-se realizar uma análise comparativa do que seria de esperar e o que foi
realmente estabelecido no contrato analisado.
Na quinta e última parte, é realizada uma análise da estrutura contratual de projectos eólicos, bem
como a sua gestão. É efectuada uma detalhada comparação entre parâmetros susceptíveis de serem
analisados em projectos PPP e os dispostos no contrato do caso de estudo.
Palavras-Chave: Parceria Público-Privada (PPP); energias renováveis; energia eólica; concurso
público; partilha de risco; gestão de contrato.
.
Abstract
The main purpose of this dissertation consists on reviewing the procurement process on a public-
private partnership (PPP) established for the construction and operation of a wind power plant (WPP),
namely in respect to i) the business analysis, ii) risks associated to the contract and iii) contract
management.
This work was divided into five major parts: First, we aimed to clarify the key points to consider in this
type of public procurement and, where possible, to compare it with the traditional public procurement
model. For this effect, a detailed bibliographic research of relevant books, articles and other
documentation related to PPP was carried out;
Subsequently, the electricity and renewable energy sectors were characterized. The first one was
reviewed on a local perspective while the latter one was analysed both from a local and global point of
view. Notwithstanding the broad scope of the subject matter, particular attention was dedicated to
wind power;
In the third part, we sought to review all main phases of a public procurement for the construction and
operation of a wind power plant, including the facilitating and hindering factors for the development of
such type of projects, as well as the financial, economic and competitive issues. Special attention was
given to the criteria for evaluation of the tenders, as well as to the pre-qualification stage and the
negotiations with competitors;
In the next chapter, we reviewed some literature on the general risks inherent to PPP's, and, in
particular, to PPP’s for renewable energy projects. In addition, a guiding list of risks associated to wind
projects was proposed, trying to make a comparative analysis of what is theoritically expected and the
risks actually covered in this specific contract;
Finally, an analysis of the contractual structure of wind projects and of its respective management was
conducted. A detailed comparison was made between the parameters that are usually introduced in
PPP projects and the ones actually used in the contract under review.
Key-Words: Public-Private Partnerships (PPP); renewable energy; wind power plant; public tender;
risk sharing; contract management.
i
ÍNDICE
1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 1
1.1. As Parcerias Público-Privadas no Sector das Energias Renováveis ............................... 1
1.2. Objectivos e Metodologia ...................................................................................................... 1
1.3. Estrutura .................................................................................................................................. 3
2. PPP´S – MODALIDADE DE CONTRATAÇÃO PÚBLICA .................................... 5
2.1. Enquadramento ...................................................................................................................... 5
2.2. Conceito de Parceria Público-Privada ................................................................................. 5
2.2.1 Tipos de Parceria Público-Privada ................................................................................... 6
2.3. Contratação Pública Tradicional VS Contratação por via PPP ......................................... 7
2.4. Value for Money (VfM) e Comparador do Sector Público (PSC) ........................................ 9
2.5. O Risco .................................................................................................................................. 12
2.6. Financiamento PPP .............................................................................................................. 13
2.7. As Fases de um Concurso de uma PPP ............................................................................ 14
2.8. Monitorização do Contrato de uma PPP ............................................................................ 15
3. O SECTOR ENERGÉTICO ................................................................................. 17
3.1. O Sistema Eléctrico Português ........................................................................................... 17
3.1.1 Produção ........................................................................................................................ 18
3.1.2 Transporte ...................................................................................................................... 18
3.1.3 Distribuição ..................................................................................................................... 19
3.1.4 Comercialização ............................................................................................................. 19
3.2. A situação Portuguesa e Internacional das Energias Renováveis ................................. 19
3.3. A Energia Eólica ................................................................................................................... 22
3.3.1 Aspectos Gerais ............................................................................................................. 22
3.3.2 Vantagens e Desvantagens ........................................................................................... 24
3.3.3 Tipos de energia eólica .................................................................................................. 25
3.3.4 Panorama Mundial .......................................................................................................... 26
3.3.5 Panorama Português ...................................................................................................... 28
ii
4. ACESSO AO NEGÓCIO – CONCURSO EÓLICO .............................................. 30
4.1. Fases de um Projecto Eólico ............................................................................................... 30
4.2. Factores determinantes para o desenvolvimento de projectos eólicos ........................ 31
4.3. Barreiras ao desenvolvimento de projectos eólicos ........................................................ 31
4.4. Concorrência......................................................................................................................... 33
4.5. Análise Económica de um Parque Eólico .......................................................................... 34
4.5.1 Vendas ............................................................................................................................ 35
4.5.2 OPEX .............................................................................................................................. 37
4.5.3 Investimento ................................................................................................................... 37
4.6. Concurso eólico – Caso de Estudo .................................................................................... 39
4.6.1 Aspectos gerais .............................................................................................................. 39
4.6.2 Análise dos Critérios e Subcritérios ................................................................................ 40
4.6.2.1 Critério A. Impacte Económico .............................................................................. 41
4.6.2.2 Critério B. Criação de um Cluster Industrial de apoio ao sector ........................... 41
4.6.2.3 Critério C. Gestão Técnica do Sistema ................................................................. 42
4.6.2.4 Critério D. Apoio à Inovação .................................................................................. 43
4.6.3 Análise de propostas nas fases de pré-qualificação e de negociação .......................... 43
5. RISCOS ............................................................................................................... 47
5.1. O Risco nas Parcerias Público-Privadas ........................................................................... 47
5.2. O Risco em Projectos de Energias Renováveis ................................................................ 49
5.2.1 Principais Riscos envolvidos em Projectos de Energias Renováveis ............................ 49
5.2.2 Risco em projectos de ER na óptica dos Stakeholders ................................................. 51
5.3. A Partilha de Riscos analisada no Contrato Eólico .......................................................... 54
5.3.1 Riscos de Planeamento e Concepção ........................................................................... 55
5.3.2 Riscos de construção ..................................................................................................... 56
5.3.3 Risco de Ligação ............................................................................................................ 56
5.3.4 Acessibilidade ................................................................................................................. 57
5.3.5 Licenças, Expropriação .................................................................................................. 58
5.3.6 Risco Ambiental .............................................................................................................. 58
5.3.7 Risco de Operação e Manutenção ................................................................................. 58
5.3.8 Risco Tecnológico .......................................................................................................... 59
5.3.9 Risco de Performance .................................................................................................... 59
5.3.10 Risco de Procura e Concorrência ................................................................................... 60
5.3.11 Risco Financeiro ............................................................................................................. 60
5.3.12 Força Maior ..................................................................................................................... 61
5.3.13 Matriz síntese de alocação de riscos ............................................................................. 61
iii
6. GESTÃO DO CONTRATO .................................................................................. 62
6.1. Estrutura contratual de um projecto eólico ....................................................................... 62
6.2. Monitorização do contrato Estado – Empresa Privada (PPP) ......................................... 62
6.2.1 Desenvolvimento do Plano Estratégico .......................................................................... 63
6.2.2 Desenvolvimento e Implementação do Processo de Monitorização .............................. 63
6.2.3 Revisão Sistemática ....................................................................................................... 64
6.2.4 Aspectos fundamentais na Monitorização do Contrato PPP VS Análise
do Caso de Estudo ......................................................................................................... 64
6.2.4.1 Gestão do Contrato ............................................................................................... 64
6.2.4.2 Monitorização do Desempenho ............................................................................. 64
6.2.4.3 Monitorização do relacionamento entre as Partes e Gestão de Conflitos ............ 69
6.2.4.4 Flexibilidade do Contrato ....................................................................................... 71
6.2.4.5 Plano de Contingência .......................................................................................... 73
6.3. Contrato entre Empresa Promotora do Parque Eólico – Fornecedores ......................... 74
6.4. Licenças de propriedade ..................................................................................................... 76
6.5. Contrato de compra de energia - PPA ................................................................................ 76
6.6. Contratos com seguradoras ................................................................................................ 77
7. CONCLUSÕES ................................................................................................... 78
7.1. Síntese Conclusiva ............................................................................................................... 78
7.2. Desenvolvimentos futuros .................................................................................................. 79
BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................... 81
ANEXOS
A. ENERGIAS RENOVÁVEIS ............................................................................... A.1
A.1. Energia Hídrica ................................................................................................................... A.1
A.2. Energia Solar....................................................................................................................... A.6
A.3. Energia das Ondas ............................................................................................................. A.9
A.4. Energia das Marés ............................................................................................................ A.12
A.5. Energia Geotérmica .......................................................................................................... A.13
A.6. Biomassa ........................................................................................................................... A.16
iv
B. CONCURSO EÓLICO ..................................................................................... A.20
B.1. Valorizações dos Critérios .............................................................................................. A.20
B.2. Obrigações Específicas da Sociedade Promotora (ENEOP) dispostas
no Contrato ....................................................................................................................... A.25
v
Índice de Figuras
Figura 2.1: Tipos de Parceria Público-Privada ................................................................................... 7
Figura 2.2: Processo de contratação pública tradicional (Fonte: Budina, et al, 2007) ...................... 7
Figura 2.3: Processo de contratação por via PPP (Fonte: Budina, et al, 2007) ................................ 8
Figura 2.4: Comparador do Sector Público e método de avaliação das propostas
(Fonte: adaptado de Partnerships Victoria, 2001) ......................................................... 11
Figura 2.5: Fases da vida de um Projecto PPP ................................................................................ 15
Figura 3.1: Organização do Sistema Eléctrico Nacional (SEN) (Fonte: REN) ................................. 17
Figura 3.2: Distribuição em Portugal dos vários tipos de PRE´s (2008) (Fonte: ERSE) ................. 18
Figura 3.3: Distribuição por tipo de Energia Renovável dos Investimentos, Criação de Emprego
e Redução de CO2 (Fonte: Adaptado de MEI, 2007) .................................................... 20
Figura 3.4: Metas a atingir em 2010 (Fonte: Berliant, 2008) ............................................................ 21
Figura 3.5: Evolução da Energia produzida a partir de fontes renováveis - Portugal (TWh)
(Fonte: DGEG, Estatísticas Rápidas – Maio 2009) ....................................................... 22
Figura 3.6: Turbina de eixo horizontal (HAWT). ............................................................................... 23
Figura 3.7: Turbina de eixo vertical (VAWT). .................................................................................... 23
Figura 3.8: Parque Eólico On-Shore ................................................................................................. 25
Figura 3.9: Parque Eólico Off-Shore ................................................................................................. 25
Figura 3.10: Distribuição mundial do potencial de energia eólica (W/m2) em 2006.
(Fonte: Lua, et al, 2009) ................................................................................................ 26
Figura 3.11: Capacidade instalada em 2008 (Fonte: GWEC, 2008) .................................................. 26
Figura 3.12: Top 10 nova capacidade em 2008 (Fonte: GWEC, 2008) ............................................. 26
Figura 3.13: Distribuição das velocidades do vento na Europa (m/s) (Fonte: Anemos) .................... 27
Figura 3.14: Potência eólica instalada mundial (MW) (Fonte: Emerging Energy Research) ............. 27
Figura 3.15: Eólica Off-Shore na UE (Fonte: EWEA, 2008) .............................................................. 28
Figura 3.16: Localização dos parques eólicos em Dezembro de 2008. (Fonte: INEGI, 2008) .......... 29
Figura 4.1: Fases de um projecto eólico. .......................................................................................... 30
Figura 4.2: Principais promotores do mercado eólico em Portugal no final de 2008
Fonte: INEGI, 2008) ....................................................................................................... 33
Figura 4.3: Principais fabricantes de aerogeradores presentes em Portugal no final de 2008
(Fonte: INEGI, 2008) ...................................................................................................... 34
Figura 4.4: Estrutura de geração de valor de um projecto eólico ..................................................... 34
Figura 4.5: Evolução das tarifas de energia eólica no período 1998-2007
(Fonte: IEA Wind Energy, 2008) .................................................................................... 35
Figura 4.6: O mercado da energia eléctrica e o mercado dos certificados verdes
(Fonte: Sousa, 2007) ...................................................................................................... 36
Figura 4.7: Distribuição dos custos de operação e de manutenção.
(Fonte: adaptado de EWEA, 2009) ................................................................................ 37
Figura 4.8: Estrutura típica de investimento num parque eólico (Fonte: Moura e Filipe, 2003) ...... 38
Figura 4.9: Estrutura típica de um custo de um aerogerador (Fonte: Moura e Filipe, 2003) ........... 38
vi
Figura 4.10: Custo total de investimento, incluindo aerogeradores, fundações e ligação à rede,
para diferentes tamanhos de turbinas e países de instalação
(Fonte: EWEA, 2009 a) .................................................................................................. 38
Figura 4.11: Impactes esperados em Portugal com o lançamento do concurso eólico ..................... 39
Figura 4.12: Concorrentes à fase A e B do concurso eólico .............................................................. 40
Figura 5.1: Gestão do Risco ............................................................................................................. 47
Figura 5.2: Exemplo de alocação de riscos em PPP (Fonte: Marques, 2009) ................................ 48
Figura 5.3: Recursos de Energia Renovável mais sujeitas a Risco (Fonte: adaptado
Cleijne e Ruijgrok, 2004)................................................................................................. 51
Figura 5.4: Ranking dos riscos que afectam os investimentos em energias renováveis na
Europa (a) frequência dos riscos; b) média de importância atribuída aos riscos na
escala 0-10) (Fonte: adaptado de Cleijne e Ruijgrok, 2004) ......................................... 52
Figura 5.5: Classificação das estratégias de mitigação de risco (Fonte: adaptado de
Ragwitz, et al, 2007) ....................................................................................................... 52
Figura 6.1: Estrutura contratual de um projecto eólico ..................................................................... 62
Figura 6.2: Passos para o desenvolvimento e implementação do processo de Monitorização de
um Contrato (Fonte: adaptado de Partnerships Victoria, 2003) .................................... 62
Figura 6.3: Tipos de fornecedores de um parque eólico .................................................................. 74
Figura 6.4: Exemplo de recompensas e penalidades a impor aos fornecedores ............................. 75
Anexos
Figura A.1: Distribuição da capacidade instalada das grandes Centrais hidroeléctricas em
Portugal em 2008 (Fonte: DGEG) ................................................................................ A.3
Figura A.2: Potencial hídrico não aproveitado e capacidade instalada desde 1975
(Fonte: Palma, 2009; PNBEPH) ................................................................................... A.4
Figura A.3: Perspectiva de Evolução da capacidade instalada hídrica em Portugal
(Fonte: MEI, 2007) ........................................................................................................ A.4
Figura A.4: Capacidade cumulativa instalada de energia fotovoltaica mundial, por ano,
em MW (Fonte: Greenchipstocks, 2009) ...................................................................... A.7
Figura A.5: Irradiação Solar horizontal anual em Portugal e na Europa (Fonte: PVGIS) .............. A.8
Figura A.6: Evolução da área de colectores solares instalados em Portugal (Fonte: DGEG) ....... A.8
Figura A.7: Distribuição mundial do recurso da energia das Ondas em kW/m ou MW/km
(Fonte: Wave energy Centre, 2004) ........................................................................... A.10
Figura A.8: Localização das zonas de possível aproveitamento da energia das Ondas em
Portugal (Fonte: adaptado de EDP Renováveis, 2009) ............................................. A.11
Figura A.9: Produção Mundial de Electricidade de origem Geotérmica (Fonte: DGEG) ............. A.14
Figura A.10: Produção Mundial de Calor de origem Geotérmica (Fonte: DGEG) ......................... A.14
Figura A.11: Previsão de potência instalada cumulativa de energia Geotérmica no mundo até
2020. (Fonte: Greenchipstocks, 2009) ....................................................................... A.14
vii
Figura A.12: Ocorrências termais em Portugal Continental (Fonte: DGEG) .................................. A.15
Figura A.13: Áreas com potencialidades geotérmicas e gradiente geotérmico médio em
Portugal (Fonte: INETI) .............................................................................................. A.15
Figura A.14: Utilização de biomassa na Europa (Fonte: Teixeira, 2009) ....................................... A.17
Figura A.15: Mapa da localização das centrais existentes e futuras (Fonte: DGEG) .................... A.19
viii
Índice de Quadros
Quadro 3.1: Metas portuguesas a atingir na produção de energias renováveis. [Fonte: PNBEPH] . 21
Quadro 3.2: Evolução histórica da potência instalada em renováveis (MW) – Portugal
Continental (Fonte: DGEG, Estatísticas Rápidas – Maio 2009) .................................... 21
Quadro 3.3: Caracterização da potência eólica instalada em Portugal (Fonte: DGEG –
Estatísticas rápidas – Maio 2009) ................................................................................... 28
Quadro 3.4: Potência Eólica em Portugal ligada à rede pública (Fonte: REN, 2009) ....................... 29
Quadro 4.1: Processo de licenciamento de um projecto eólico (Fonte: Filipe, 2003) ....................... 32
Quadro 4.2: Critérios e Subcritérios de avaliação das propostas do concurso eólico
(Fonte: PCC – Programa e Condições do Concurso) .................................................... 40
Quadro 4.3: Pontuação das propostas dos quatro concorrentes ao concurso eólico na fase de
pré-qualificação ............................................................................................................... 43
Quadro 4.4: Pontuações das propostas iniciais dos quatro concorrentes ......................................... 43
Quadro 4.5: Pontuações finais das propostas dos concorrentes na fase inicial e na BAFO ............. 44
Quadro 4.6: Pontuações finais das BAFO da Ventinveste e da ENEOP ........................................... 44
Quadro 5.1: Riscos Chave associados a projectos de Energias Renováveis
(Fonte: adaptado de UNEP, 2008) ................................................................................. 53
Quadro 5.2: Principais riscos na exploração de um parque eólico .................................................... 55
Quadro 5.3: Matriz de alocação de riscos para o contrato analisado ................................................ 61
Quadro 6.1: Datas-Chave do Contrato eólico ..................................................................................... 68
Anexos
Quadro A.1: Principais características dos aproveitamentos seleccionados para o PNBEPH
(Fonte: PNBEPH) ......................................................................................................... A.5
Quadro A.2: Listagem das 10 barragens integrantes do PNBEPH .................................................. A.5
Quadro A.3: Lista das Centrais de Biomassa a concurso e respectivas empresas vencedoras.... A.19
Quadro A.4: Funcionalidades do centro de despacho (Fonte: PCC) ............................................. A.22
ix
Índice de Abreviaturas
ADENE – Agência para a Energia
AIA – Avaliação de Impacte Ambiental
APREN – Associação portuguesa de energia renováveis
BAFO – Best and Final Offer
CMH – Central Mini Hídrica
COGEN – Associação Portuguesa para a Eficiência Energética e Promoção da Cogeração
CUR – Comercializadores de Ultimo Recurso
CO2 – Dióxido de Carbono
DGEG – Direcção Geral de Energia e Geologia
EDP – Energias de Portugal
ENEOP – Consórcio Eólicas de Portugal
ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
EWEA – European Wind Energy Association
ER – Energia Renovável
E – FER – Produção de energia com base em fontes renováveis de energia
FER – Fontes de Energia Renovável
GEE – Gases com Efeitos de Estufa
GWEC – Global Wind Energy Council
INEGI – Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial
JOUE – Jornal Oficial da União Europeia
KPI – Key Performance Indicator
LNEC – Laboratório Nacional de Engenharia Civil
MCOTA – Ministério das Cidades, Ordenamento do Território e Ambiente
PCC – Programa e Condições do Concurso
PFI – Private Finance Initiative
PPP – Parceria Público-Privada
PPA – Power Purchase Agreement (Contrato de compra de energia)
PSC – Public Sector Comparator (Comparador do Sector Público)
PRE – Produção em Regime Especial
PRO – Produção em Regime Ordinário
INEGI – Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial
MW – Megawatt
MWh – Megawatt-hora
OBC – Outline Business Case
O&M – Operação e Manutenção
REN – Rede Energética Nacional
x
RNT – Rede Nacional de Transporte
RND – Rede Nacional de Distribuição
SEI – Sistema Eléctrico Independente
SEP – Sistema Eléctrico de Serviço Público
SEN – Sector Eléctrico Nacional
SENV – Sistema Eléctrico Não Vinculado
SPV – Sociedade Promotora de Veículo
TWh – Terawatt-hora
VfM – Value for Money
1
1. INTRODUÇÃO
1.1. As Parcerias Público-Privadas no Sector das Energias Renováveis
O sector energético, especialmente no que se refere às energias renováveis, tem vindo a sofrer um
grande desenvolvimento nos últimos anos devido sobretudo à crescente procura de energia que se
tem feito sentir.
Com efeito, os combustíveis fósseis, ao promoverem a emissão de gases com efeito de estufa –
GEE, para além de representarem custos bastante elevados, estão na origem de grandes catástrofes
ambientais e alterações climáticas, levando à necessidade da sua substituição, motivo que está na
origem da evolução do sector da energia renovável. Torna-se, portanto, indispensável a promoção da
produção de energia eléctrica com base em fontes de energia renovável. Contudo, a maioria das
fontes renováveis de energia são ainda economicamente desvantajosas, não conseguindo concorrer
com as tecnologias convencionais segundo o paradigma de mercado tradicional.
O Estado, na sua missão de assegurar a prestação de serviços públicos, utiliza, cada vez mais,
modelos de contratação pública que assentam essencialmente na colaboração entre o sector público
e o sector privado, com a ideia subjacente do provimento de serviços com benefício da colectividade,
tendo como princípio elementar a partilha de riscos entre os parceiros. Este modelo, designado por
Parceria Público–Privada (PPP), assume-se como uma forma contratual privilegiada para o Estado
assegurar a prestação desses serviços.
A principal razão que faz com que o sector público se vire para projectos de energia renovável, por
meio de uma PPP, é o facto de o Estado não poder suportar os custos de um projecto desta
envergadura, e como tal, opta por tirar partido da inovação, do know-how, da flexibilidade do
financiamento do sector privado, fazendo com que a prestação de serviços se desenvolva de uma
forma mais rentável, relativamente aos modelos tradicionais.
Neste sentido, o Estado como catalisador para tornar os atributos relacionados com a energia mais
atraentes para os fornecedores, consumidores e investidores, tem vindo a lançar a concurso vários
projectos que têm por base o investimento em energias renováveis, nomeadamente no que se refere
à energia eólica e à biomassa. Resultante da promoção de projectos, com base em energia
renovável, por parte do Governo e da forte aposta do sector privado neste tipo de projectos, tomando
por base as condições de contratação impostas pelo Estado, tem-se vindo a contribuir não só para o
desenvolvimento sustentável, como também para o crescimento económico, criação de novos
empregos, maior competitividade da indústria, desenvolvimento rural e redução de importações.
1.2. Objectivos e Metodologia
A presente dissertação intitulada “parcerias público-privadas no sector das energias renováveis”
surge da necessidade de se analisar uma PPP num sector bastante actual e completamente novo em
Portugal, que é o das energias renováveis, designadamente tendo como objectivo o sector eólico.
2
Torna-se então imprescindível a criação de três objectivos essenciais subjacentes a este tipo de
modalidade de contratação pública desde a fase de apresentação das propostas até ao momento de
assinatura do contrato e respectiva monitorização.
O primeiro objectivo prende-se com a compreensão do acesso ao negócio de um projecto eólico,
nomeadamente as condições de acesso para poder participar num concurso público nesta área, e
seus aspectos concorrenciais e económicos. O segundo objectivo refere-se à definição dos riscos
associados a projectos de energias renováveis, especificamente eólicos, sua análise e respectiva
alocação, quer ao parceiro público, quer ao parceiro privado, quer ainda partilhados por ambos. O
terceiro objectivo diz respeito à análise das condições previstas num contrato tipo PPP celebrado
entre dois parceiros - público e privado, e sua comparação com o contrato eólico que foi estabelecido
em 2006 entre a DGGE e o consórcio Eólicas de Portugal.
Para o desenvolvimento desta dissertação foi realizada uma vasta pesquisa bibliográfica, sobre
Parcerias Público-Privadas nos seus variados domínios, de modo a obter-se todo o tipo de
informação que possibilitasse o conhecimento sobre as condições inerentes a este modelo de
contratação pública e suas vantagens e desvantagens relativamente ao modelo de contratação
tradicional. Foi também objecto de pesquisa bibliográfica, toda a espécie de informação relacionada
com várias formas de energia renovável, com especial incidência no que se refere à energia eólica, e
respectivos modelos contratuais utilizados.
Também, para além de toda a pesquisa bibliográfica realizada com base em riscos inerentes a
Parcerias Público-Privadas e a projectos renováveis, na especificação dos riscos relacionados com
projectos eólicos, foram também realizadas entrevistas a empresas especializadas do sector que
disponibilizaram alguma informação bastante útil para o desenvolvimento deste ponto.
Foi ainda efectuada uma pesquisa bibliográfica relativamente às boas práticas de gestão utilizadas
em Parcerias Público-Privadas noutros países. Ainda para a obtenção de informação relativa a outro
tipo de contratações (privadas-privadas) em projectos de energias renováveis, embora se tenha
realizado alguma pesquisa bibliográfica, foram essencialmente utilizados dados e informações
verbais fornecidas por empresas especializadas do ramo.
Para o cumprimento do primeiro objectivo é realizada, em primeira instância, uma análise detalhada
dos pontos fundamentais a considerar por todos os actores interessados, na entrada de um projecto
eólico, nomeadamente tentando-se responder, da melhor forma, a questões relacionadas com os
pontos fortes e fracos inerentes ao sector, bem como o processo de criação de valor em projectos
desta natureza. Sobre estes aspectos, foi realizada uma vasta pesquisa bibliográfica sobre o sector
eólico e foram também estabelecidos contactos com técnicos responsáveis de algumas empresas
líderes no sector das energias renováveis, que possibilitaram as respostas a questões que se
consideraram pertinentes, as quais foram abordadas ao longo deste trabalho.
Em segundo lugar realiza-se um estudo de um concurso público, lançado pela DGGE em 2005, a
nível internacional, para a atribuição de potência eólica, procurando-se principalemente conhecer os
critérios de avaliação utilizados, analisar as ponderações afectas aos vários critérios considerados
3
por forma a compreender as preocupações da entidade contratante, assim como analisar
comparativamente as propostas dos vários concorrentes, tanto na fase de pré-qualificação como na
de negociação. Para o cumprimento destes pontos, tomou-se como base a informação fornecida pela
DGEG acerca do referido concurso eólico, nomeadamente, o Programa das Condições de Concurso,
os relatórios de avaliação das propostas nas fases inicial e de negociação, assim como as
respectivas pronuncias dos concorrentes e o contrato que foi estabelecido com o concorrente
vencedor.
Para dar cumprimento ao segundo objectivo, é efectuado um estudo ao factor “risco” inerente a
projectos PPP, bem como ao desenvolvimento da melhor forma de se conseguir a sua mitigação.
Paralelamente, será também elaborada uma apreciação dos riscos expectáveis especificamente em
projectos de energia renovável, nomeadamente em termos de percepção de quais as fontes
renováveis que proporcionam mais riscos, quais os riscos mais passíveis de ocorrer e quais as
formas de mitigação dos mesmos. Seguidamente, pretende-se realizar uma análise comparativa
entre os riscos passíveis de ocorrer em projectos de energia eólica e o disposto no contrato PPP
referente ao concurso público de energia eólica referido.
Para cumprir o terceiro e último objectivo, realiza-se um estudo acerca da estrutura contratual-tipo de
projectos eólicos, utilizando por base vários modelos, com análise em relação a todos os aspectos
que se consideraram relevantes, nomeadamente os que se prendem com todo o processo de
monitorização e gestão do contrato.
Uma análise mais detalhada é feita especialmente no que se refere ao contrato-tipo entre o parceiro
público e o parceiro privado num contrato PPP, estabelecendo-se, sempre que possível, a
comparação com o que foi estabelecido no contrato eólico celebrado entre a DGGE e as Eólicas de
Portugal, dando-se especial atenção aos vários aspectos presentes no contrato eólico analisado
relacionados com as cláusulas referentes ao seu processo de monitorização e referência aos
aspectos que não se encontram contemplados, comparativamente com o que seria de esperar em
projectos tipo PPP.
1.3. Estrutura
Este trabalho encontra-se dividido em sete capítulos, sendo o primeiro e o sétimo correspondentes à
introdução e conclusão, respectivamente, estando ainda incluído neste último uma breve referência a
desenvolvimentos futuros.
No segundo capítulo são apresentados os aspectos essenciais de uma parceria público-privada
(PPP), tentando sempre que possível estabelecer comparações com o modelo de contratação pública
tradicional.
No terceiro capítulo é realizada uma caracterização do sector eléctrico em Portugal e feito o ponto de
situação das energias renováveis, tanto em Portugal como no mundo, dando especial atenção à
energia eólica.
4
No quarto capítulo é abordada a questão do acesso ao negócio de um projecto eólico, em que se
procura analisar quais as fases de um projecto eólico, quais os factores que possibilitam e dificultam
o desenvolvimento de projectos eólicos, os aspectos concorrenciais e a análise económica e
financeira. Por fim analisa-se especificamente um concurso eólico.
No quinto capítulo, é feita uma análise dos riscos, especificando quais os aspectos essenciais a
considerar em projectos PPP e seguidamente em projectos de energia renovável. Ainda neste
capítulo, é realizada uma análise de todos os riscos associados ao contrato celebrado entre a
ENEOP (promotor eólico) e a DGEG.
No sexto capítulo pretende-se clarificar a estrutura contratual do concurso eólico em estudo, quer a
nível de PPP, quer a níveis de parcerias privadas-privadas, realizando uma análise à gestão global do
contrato.
5
2. PPP´S – MODALIDADE DE CONTRATAÇÃO PÚBLICA
2.1. Enquadramento
As Parcerias Público-Privadas1 são um modelo de contratação pública relativamente recente em
Portugal, que surgiu como alternativa ao financiamento tradicional do sector público. Estas parcerias
tomaram como base para a sua criação, o conceito de Private Finance Initiative (PFI) criado no Reino
Unido pelo governo de Margaret Thatcher, datado da década de noventa. São parcerias marcadas
pela desintervenção da Administração Pública2 na economia, uma vez que esta deixou de ter meios
próprios para poder implementar serviços destinados à satisfação de necessidades colectivas. Tal
acontecimento deu-se principalmente porque as despesas públicas cresceram para níveis tais, que
nas últimas décadas se revelaram insustentáveis.
Para alguns autores, as PFI surgiram como forma de emagrecimento, melhoria de eficiência e
fortalecimento da administração do Estado. Este processo, segundo Pombeiro (2003) englobou
quatro fases distintas, sendo elas a privatização, a exteriorização, o contracting out e as PPP/PFI.
Esta última fase desenvolveu-se sobretudo devido ao facto de não existir oferta disponível no
mercado para a provisão de serviços, no que toca ao contracting out para determinados sectores
como o hospitalar, prisional, infra-estruturas de transportes, entre outros.
Dada esta retirada do Estado, com o intuito de aumentar a contenção orçamental e sem prejudicar a
qualidade dos serviços prestados, houve a necessidade de recorrer ao sector privado, passando este
a ser o novo operador económico da parceria. Basicamente, incorporou-se capital privado nos
investimentos, o que tradicionalmente sempre foi visto como investimento público, principalmente em
projectos de grande envergadura física e financeira, envolvendo infra-estruturas essenciais, em
especial nos sectores da saúde e dos transportes.
2.2. Conceito de Parceria Público-Privada
Apesar da existência de uma grande variedade de definições acerca das Parcerias Público-Privadas
e de não haver consenso relativamente a este conceito, existem, no entanto, ideias básicas comuns a
todas as definições, no que se refere ao contrato em si, à alocação de riscos e aos aspectos de
gestão. Segundo a legislação portuguesa3 em vigor, uma parceria público-privada é definida como “O
contrato ou a união de contratos, por via dos quais entidades privadas, designadas por parceiros
privados, se obrigam, de forma duradoura, perante um parceiro público, a assegurar o
desenvolvimento de uma actividade tendente à satisfação de uma necessidade colectiva, e em que o
financiamento e a responsabilidade pelo investimento e pela exploração incumbem, no todo ou em
parte, ao parceiro privado.”
1 Ao longo do presente trabalho, as Parcerias Público-Privadas irão ser designadas pela sigla PPP.
2 Por motivos de simplificação, ao longo do documento, adoptar-se-á para a definição de Administração Pública
a palavra “Estado”. 3 Decreto-Lei n.º 86/2003, de 26 de Abril, alterado pelo Decreto-Lei n.º 144/2008, de 28 de Julho e pelo Decreto-
Lei n.º 18/2008, de 29 de Janeiro, que aprova o Código dos Contratos Públicos (CCP).
6
Conforme o explicitado na legislação atrás referida, uma PPP corresponde a um enfoque de longo
prazo (25 anos ou mais), sendo a sua duração muitas vezes correspondente ao ciclo de vida da infra-
estrutura.
Um contrato PPP refere-se a um contrato celebrado entre um parceiro privado e um parceiro público,
podendo este último assumir formas diferenciadas. O parceiro público pode ser o Estado
(Administração Central), outras entidades públicas de população e território ou até mesmo pessoas
jurídicas autónomas integradas no Estado ou na Administração Regional ou Local (Cabral, 2008).
Outro elemento caracterizador das PPP é o facto de a principal responsabilidade pela construção,
financiamento e funcionamento das infra-estruturas pertencer, por regra, ao parceiro privado. Neste
caso, o Estado passa de um papel de provedor a um papel regulador, apenas ficando encarregue de
delimitar, caracterizar e quantificar as necessidades públicas essenciais, contratando esse
provimento em parceria com o sector privado. Isto surge com o objectivo de maximizar o Value for
Money (VfM)4 e minimizar o risco do envolvimento do parceiro Público (Pombeiro, 2003).
2.2.1 Tipos de Parceria Público-Privada
O Livro Verde sobre as Parcerias Público-Privadas e o Direito Comunitário em matéria de Contratos
Públicos e Concessões5 distingue dois tipos de PPP: as PPP de tipo puramente contratual e as de
tipo institucionalizado.
As PPP do tipo puramente contratual assentam em relações unicamente contratuais entre o parceiro
público e o privado e abrangem diversas configurações que atribuem uma ou várias tarefas ao
parceiro privado. Estas tarefas podem incluir a concepção, o financiamento, a realização, a
renovação ou a exploração de uma obra ou de um serviço. Como maior exemplo deste tipo de PPP
nomeiam-se os modelos de concessão em que todo o risco comercial é alocado ao privado e cujo
contrato de concessão tem normalmente uma duração de 20 a 35 anos. Outros exemplos de PPP
puramente contratual são também os contratos de arrendamento, contratos de gestão e outsourcing.
As PPP do tipo institucionalizado implicam a cooperação entre os sectores público e privado numa
entidade distinta. Esta entidade comum aos dois sectores tem como principal tarefa garantir a entrega
de uma obra ou a prestação de um serviço em benefício público. Segundo JOUE (2007), o Comité
das Regiões considera ser um conceito válido, a definição de PPP institucionalizada, como “parceria
que tem por objecto a exploração de uma instalação ou a prestação de serviços aos cidadãos em
troco de uma remuneração paga em todo ou em parte pelos utilizadores”.
Na figura 2.1 ilustra-se as variantes de cada tipo de parceria público-privada.
4 A definição de Value for Money (VfM) será referida mais à frente neste documento.
5 COM (2004), 327 final, de 30 de Abril de 2004.
7
Figura 2.1: Tipos de Parceria Público-Privada
2.3. Contratação Pública Tradicional VS Contratação por via PPP
Na contratação pública tradicional, o Estado envolve-se directamente no activo que pretende adquirir,
quer se trate de um serviço, quer se trate de uma obra, ou seja, segue um modelo de contratação de
inputs. Para este efeito, o Estado não só especifica o que pretende ver construído, produzido ou
fornecido, mas também especifica a forma “como” deseja ver produzido, construído ou fornecido,
definindo a técnica a utilizar e os materiais que quer ver aplicados. Nestes casos, o Estado celebra
contratos com o sector privado para a construção dos activos públicos, assumindo o controlo e a
operação do empreendimento após a sua construção, ficando a seu cargo quer o projecto, quer o seu
financiamento.
Definida uma necessidade pública, cabe ao Estado responder pela economia, eficiência e eficácia de
todo o empreendimento necessário ao grau de satisfação que lhe é exigido. No entanto, tal como
afirma Pombeiro (2003), existem frequentemente vários decisores públicos, nem sempre em sinergia
no que se refere à contratação dos diversos activos (inputs) para o provimento de bens e serviços
necessários à satisfação da necessidade pública. Este processo de contratação traduz-se na simples
aquisição de bens, na prestação dos serviços e realização de empreitadas de obras com o sector
privado, segundo as especificações fixadas, sem qualquer co-responsabilização dos intervenientes
no processo (fornecedor, produtor ou prestador de serviços) pela economia, eficiência, eficácia e
impacte do empreendimento na satisfação da necessidade pública. O ”procurement” tradicional
implica o pagamento dos activos assim que concluídos, não havendo forma de prover o serviço final
sem a sua aquisição.
Neste processo tradicional poder-se-á considerar que é o próprio Estado que promove as
contratações necessárias ao total provimento dos serviços necessários ao fim em causa, quer a nível
de financiamento, de construção e de manutenção.
Na figura 2.2 representa-se o modelo tipo de uma contratação púbica tradicional.
Figura 2.2: Processo de contratação pública tradicional (Fonte: Budina, et al, 2007)
PPP puramente Contratual PPP Institucionalizada
Contratos de Concessão Contratos de Arrendamento Contratos de Gestão/ Outsourcing
Empresa Mista (Público + Privado)
Administração
Contrato de financiamento
Contrato de manutenção
Empresa de provisão/manutenção
Financiadores Empresa de Construção
Contrato de construção
8
No que respeita à modalidade de contratação via PPP, pode-se afirmar que representa um processo
muito mais complexo que o processo tradicional, com objectivos focados essencialmente nas
especificações do output que orientará todo o processo de contratação. Neste processo, o Estado
adjudica um serviço a fornecer à população e o sector privado encarrega-se de construir e gerir a
infra-estrutura para garantir esse fornecimento.
Para a avaliação dos benefícios esperados, e consequente tomada de decisão sobre as diversas
opções, terão de ser estabelecidos critérios de medição baseados nos resultados dos objectivos, os
quais terão de ser mensuráveis.
Com este processo de contratação consegue-se unir vantagens para ambas as partes envolvidas na
parceria:
Da parte do Estado, a garantia de poder definir com rigor a qualidade do serviço público a
prestar, minimizando o seu envolvimento, os activos, os riscos e o custo global da contratação;
Da parte do sector privado, a possibilidade de utilização da sua capacidade de agilidade e
flexibilidade para atrair capitais e gerir as obras, viabilizando, desta forma, projectos que, tanto
económica como financeiramente, não teriam possibilidade de ser realizados.
Em resultado desta união, surge ainda um valor acrescentado mútuo, uma vez que o parceiro privado
beneficia de lucro e o parceiro público consegue reduzir os custos na prestação do serviço (Value for
Money).
De facto, trata-se de dois interesses diversos. O interesse privado é essencialmente o lucro, orientado
para o retorno do investimento, para a assunção de riscos e realização de objectivos empresariais. O
interesse público é mais complexo, orientado por legislação, regulação e autoridades, opinião política,
processo de decisão democrático, minimização de riscos e realização de objectivos sociais (Santos,
2007).
A figura 2.3 representa o modelo tipo de contratação por via de uma PPP.
Figura 2.3: Processo de contratação por via PPP (Fonte: Budina, et al, 2007)
Administração
Empresa PPP
Empresa de Construção
Empresa de provisão/manutenção
Financiadores
Contrato de financiamento
Contrato de construção
Contrato de manutenção
9
2.4. Value for Money (VfM) e Comparador do Sector Público (PSC)
O conceito de Value for Money (VfM) é definido por OGC (2001) como a combinação óptima do custo
e da qualidade “whole-life”, com vista a satisfazer os requisitos impostos pelo Estado e
consequentemente a satisfazer das necessidades dos utilizadores. No âmbito dos contratos PPP, o
objectivo estabelecido é que se alcance sempre o máximo VfM tanto para o sector público como para
o sector privado, ou seja, poupança para o parceiro público (Estado) e lucro para o parceiro privado.
A avaliação VfM contribui tanto para a tomada de decisões racionais na escolha de procedimentos
alternativos de contratação com vista à realização de projectos particulares como para uma melhor
compreensão das forças e das fraquezas inerentes a essas alternativas visando sempre a melhoria
futura das estratégias de contratação (Beckers e Klatt, 2007). No entanto, esta avaliação apresenta
alguns condicionalismos que, por se tratar de uma avaliação de longo prazo, pode apresentar
subjectividades e, por conseguinte, algumas dificuldades no cálculo da poupança num período de
tempo tão longo. Como factores que influenciam a avaliação do VfM podem destacar-se
principalmente a clareza na definição dos objectivos, a focalização nos custos em todo o período de
vida da infra-estrutura, a utilização de uma abordagem focalizada nos outputs, a distribuição
optimizada dos riscos entre os sectores intervenientes na parceria, a identificação, transferência e
gestão rigorosas dos riscos, a garantia de existência de concorrência forte e a flexibilidade.
O Value for Money, como já referido, deve ser estabelecido em todas as etapas de uma PPP, com
especial atenção para as fases de decisão de investimento, de decisão relativamente ao modelo de
provisão e de adjudicação do projecto. Esta análise de custo-benefício, implica uma apreciação global
de todos os custos, riscos e benefícios do projecto. Para tal, são utilizados elementos, tanto
qualitativos como quantitativos, para se proceder ao cálculo do VfM. No que se refere aos elementos
qualitativos a ter em conta neste cálculo, recorre-se aos benefícios de eficiência e inovação, dando
especial atenção aos aspectos socioeconómicos. Quanto aos elementos quantitativos, é utilizada
uma ferramenta denominada por Comparador do Sector Público6 que basicamente analisa a
viabilidade de uma PPP comparando os custos de uma aquisição/operação tradicional exercida pelo
poder público com os custos de uma aquisição/operação por via de uma PPP. A decisão a tomar
entre estes dois tipos de contratação será levada pelo lançamento de procedimento que demonstrar
maior probabilidade de Value for Money para o cliente do sector público.
Tomando como referência os compromissos a assumir pelo Estado, a criação do Comparador do
Sector Público constitui elemento essencial para fazer a avaliação das condições financeiras das
propostas e validar a consistência do projecto. Para efeitos orçamentais, é fundamental que durante
todas as fases do processo de comparação, seja justificada a opção tomada, atendendo sempre aos
factores economia, eficiência e eficácia.
Campos (2005) refere que o comparador do sector público (PSC), na prática, apenas se usa após o
lançamento do concurso para a realização do projecto de investimento em PPP para decidir
efectivamente se se assinará o contrato com o concorrente que apresente a melhor proposta
6 Na literatura internacional o “Comparador do Sector Público” é conhecido pela expressão anglo-saxónica
“Public Sector Comparator ” (PSC).
10
economicamente mais vantajosa ou se, pelo contrário, se anulará o procedimento com a justificação
de que as propostas apresentadas não atingem o nível esperado de Value for Money em relação à
opção de contratação pública tradicional. O autor aponta também que seria importante fazer uma
análise técnica7 a priori com a finalidade de, por um lado, prosseguir para o lançamento de um
concurso em regime PPP ou, por outro lado, de minimizar o risco de não adjudicação no final de um
procedimento concursal para uma PPP, optando assim por um lançamento de concurso por via
tradicional em detrimento desta.
Segundo Grimsey e Lewis (2004), para o cálculo do comparador do sector púbico, devem ser
considerados aspectos como:
Os resultados devem ser expressos em termos de valor líquido actual;
As estimativas são feitas com base nos outputs previstos com o processo PPP;
As estimativas devem levar em conta todos os riscos que podem ser encontrados.
Segundo Cabral (2008) o comparador do sector público consiste no “custo hipotético, ajustado pelo
risco, do projecto, caso o mesmo fosse realizado e financiado directamente pela Administração (em
“procurement” tradicional), e visando efectivar, com todos os requisitos específicos, a provisão do
serviço e alcançar os mesmo objectivos que o processo de PPP”.
De acordo com Partnerships Victoria (2001), o comparador do sector público é calculado com base
nos seguintes factores:
Risco a transferir para o sector privado (Transferable Risk)
Como já foi referido, uma eficiente alocação de riscos é essencial para o sucesso de uma PPP. Como
tal, o valor do risco transferido deve constar no cálculo do PSC. Antes de alocar os riscos a cada
parceiro é imperativo que seja realizado um registo detalhado dos riscos, analisando-os em termos de
impacte e em termos de probabilidade de ocorrência.
Sendo o risco transferido um ponto determinante no que toca à avaliação do Value for Money do
projecto, é conveniente que este seja sempre actualizado ao longo do procedimento de negociações
a fim de proporcionar uma perspectiva mais realista do custo final do projecto e de permitir possíveis
variações na alocação dos riscos.
Neutralidade concorrencial (Competitive Neutrality)
A Neutralidade Concorrencial é um mecanismo que serve de base para garantir a equidade da
avaliação das propostas dos concorrentes, através de uma justa comparação entre o PSC e as
propostas. Este ponto deve esclarecer quaisquer vantagens ou desvantagens associadas aos
projectos, tendo sempre em conta os intervenientes da parceria.
7 Segundo o mesmo autor, justifica-se a criação de um instrumento analítico de suporte a esta decisão,
conhecido por Comparador Público-Privado (“Public Private Comparator” - PPC).
11
Custos Base (Raw PSC (base costing))
Neste factor de cálculo do PSC, são incluídos todos os custos base (todo o capital e custos
operacionais), directos e indirectos, associados às fases de construção, operação e manutenção por
todo o ciclo de vida do projecto e tomando por base os padrões de desempenho requeridos para a
especificação dos outputs.
Riscos a reter pelo sector público (Retained Risk)
Qualquer risco não transferido para o sector privado no âmbito de contrato de uma PPP, constitui um
“risco retido”. À semelhança dos riscos transferidos, os riscos retidos devem constar também no
cálculo do PSC, seguindo a mesma metodologia que os primeiros.
Para uma melhor compreensão da selecção que deve ser feita relativamente ao comparador do
sector público, a figura 2.4 ilustra de uma forma clara as decisões que devem ser tomadas.
Figura 2.4: Comparador do Sector Público e método de avaliação das propostas (Fonte: adaptado de Partnerships Victoria, 2001)
Fazendo uma comparação sistemática da proposta um com as propostas dois, três e quatro, conclui-
se em primeira instância que a proposta um deve ser preferida relativamente à proposta dois, uma
vez que representa maior Value for Money, devendo, deste modo, a proposta dois ser excluída. Caso
apenas existisse a proposta dois ou não existissem propostas com valor inferior, a decisão a tomar
seria seleccionar o método de contratação pública tradicional.
A proposta três apresenta um nível de risco transferido para o sector privado inferior relativamente à
proposta um, provocando assim um aumento considerável no custo da proposta três representado
pelo ajuste A, para se ter uma transferência de risco standard. Não tendo sido considerado o ajuste, a
decisão na escolha da proposta poderia induzir em erro, optando pela proposta três em detrimento da
12
proposta um. Uma vez efectuado o ajuste, ficaria claro que a opção a tomar seria a proposta um,
como sendo a que potencia maior Value for Money.
Confrontando as propostas um e quatro, verifica-se um nível de transferência de risco superior ao da
proposta um, exigindo assim uma redução do custo da proposta quatro representado pelo ajuste B.
Não havendo ajuste, o Estado poderia escolher incorrectamente a proposta um em vez da proposta
quatro. Caso o ajuste tenha sido considerado, a proposta quatro seria escolhida representando a
melhor alternativa, conferido o maior Value for Money.
Contratos de longo prazo, como é o caso das PPP, estão sujeitos a uma inevitável incerteza, dado
que não é possível prever o futuro, o que em termos de comparador do sector público, se traduz num
estudo algo subjectivo. Para aumentar a fiabilidade da comparação é essencial que sejam feitas
actualizações ao longo de toda a vida do projecto.
Como referem Marques e Silva (2008), na construção do comparador do sector público, deve-se
determinar o custo público comparável de implementação do projecto, considerando já também a
integração de custos de natureza não financeira como sejam sociais e ambientais, entre outros. Esta
ferramenta de comparação em casos PPP, na maioria das vezes, não tem sido utilizada em Portugal,
e mesmo aquando da sua utilização, o seu cálculo é pouco rigoroso, não atendendo aos benefícios
de ordem não financeira, conduzindo a resultados pouco favoráveis e traduzindo ganhos de eficiência
pessimistas.
Este instrumento possui, no entanto, algumas lacunas como sendo a falta de rigor, quer na sua
definição, quer nas suas regras de aplicação. Acresce ainda o facto de não ser aplicado em todos os
sectores em Portugal, embora constituísse vantagem o seu uso sistematizado. É preciso ter sempre
presente que o PSC não é para ser considerado como um teste de passar/falhar, mas sim como uma
forma quantitativa de informação sobre o tipo de contratação a escolher.8
2.5. O Risco
Um dos aspectos de maior importância nos contratos PPP é a distribuição de responsabilidades e de
riscos entre o parceiro público e o parceiro privado. No âmbito das PPP, um risco pode ser entendido
como qualquer acontecimento incerto com impacte relevante e quantificável ao nível dos cash flows
do projecto.
É necessário ter presente que “risco” não tem o mesmo significado de “incerteza”. A incerteza do
valor financeiro de um projecto pode ser positiva ou negativa comparativamente com o valor
esperado, ao passo que o risco diz respeito exclusivamente aos acontecimentos que possam ocorrer
de uma forma negativa e que consequentemente tragam uma redução do valor financeiro esperado.
O risco é medido em termos de valor esperado, calculado em função da probabilidade de ocorrência
de um erro, falha ou acontecimento desfavorável e pelo seu valor de prejuízo potencial que causará:
8 Tradução livre parcial do ponto 4.2.3 da publicação TREASURY TASKFORCE Private Finance (1999),
Technical Note No.4 – How to appoint and work with a preferred bidder, Treasury´s Ministry, Londres, Reino Unido.
13
Perante as várias alternativas de investimento, o cálculo do valor esperado de risco constitui uma
ferramenta fundamental para a escolha da opção a tomar, devendo esta incidir no projecto que
apresentar o menor valor.
O processo de gestão do risco envolve quatro fases principais: identificação, avaliação, afectação e
mitigação. É essencial que este processo se desenvolva desde uma fase inicial do projecto e durante
todo o ciclo de vida da PPP, dado que os riscos têm impacte directo nos custos do projecto, no
financiamento e na avaliação dos ganhos de eficiência. Um aspecto importante a ter presente no
processo de gestão do risco, é o facto de este não conseguir ser eliminado por completo, qualquer
que seja o projecto em causa, sendo expectável que, quanto maior for o projecto, maiores serão os
riscos a ele associados. Assim, é fundamental que o risco seja encarado não como forma de poder
ser evitado, mas como um acontecimento natural, sempre presente nas várias actividades e decisões
diárias. Desta forma, as empresas deverão apenas focar-se na optimização da sua gestão.
O factor risco e a sua partilha será analisado e discutido mais detalhadamente no capítulo 5.
2.6. Financiamento PPP
Quando se fala no modo de financiamento das PPP, existe uma técnica financeira que está
normalmente directamente associada: o Project Finance.
O Project Finance, enquanto técnica de financiamento, está particularmente vocacionado para a
implementação de infra-estruturas, e caracteriza-se, sobretudo, por ser um financiamento de longo
prazo, possibilitando desta forma, a diminuição da dívida na fase inicial do projecto. Esta técnica
financeira não se limita apenas a financiar os projectos, pelo contrário, constitui também um meio de
partilha dos riscos, entre os diversos participantes, encontrando formas de os mitigar. Tendo
presentes as características das PPP, o Project Finance revela-se como instrumento essencial no
que diz respeito à modelação dos riscos envolvidos nos projectos.
É caracterizado também por ter uma forte alavancagem financeira, ou seja, uma vez que as dívidas
são menores na fase inicial, tal permite às empresas manterem um nível de endividamento saudável,
potenciando assim a possibilidade de poderem investir noutros projectos em simultâneo. A dívida a
terceiros e os fundos accionistas usados como garantias do projecto são saldados apenas ou
parcialmente pelo cash-flow gerado pela empresa na operacionalização do projecto, ao invés de
serem liquidados pelos bens (capitais próprios) da própria empresa. De uma forma mais abrangente,
o negócio flui apenas com os recursos do próprio negócio (negócio auto-financiado).
O Project Finance, enquanto forma financiadora de projectos de grande escala, assume como
essencial a criação de uma Sociedade Promotora de Veículo (SPV)9. A SPV é uma sociedade
anónima ou de responsabilidade limitada e tem como sócios todas as entidades que actuam para a
9 Tradução directa da expressão anglo-saxónica Special Purpose Vehicle (SPV).
14
implementação do projecto. O principal objectivo de recorrer a uma sociedade de veículo assenta
essencialmente na redução do risco financeiro. O parceiro privado pode deliberar dois tipos de
funções à sociedade de veículo: O parceiro privado transfere os activos para a SPV para esta poder
gerir o projecto ou usa a SPV para financiar um grande projecto, com a finalidade de alcançar um
conjunto de metas sem pôr em risco a empresa privada. No entanto, se os projectos forem de
pequena dimensão, pode-se assumir que o projecto seja levado a cabo pelo próprio parceiro privado
dispensando-se nesse caso a SPV.
O modelo de financiamento subjacente a uma PPP envolve, por parte do parceiro privado um maior
esforço financeiro na fase de construção, podendo recorrer a financiamentos bancários e beneficiar,
nesta fase, de apoios públicos através de fundos comunitários ou até mesmo de subsídios do próprio
Estado. Por outro lado, no que toca às responsabilidades financeiras do parceiro público, este deve
garantir os pagamentos de disponibilidade.
A remuneração do parceiro privado pode ser feita pelo Estado e/ou e pelos consumidores/
utilizadores finais do serviço, tomando sempre por base o critério de pagamento apenas após a
entrada em funcionamento do serviço e os padrões de serviço pré-acordados.
2.7. As Fases de um Concurso de uma PPP
Após já terem sido desenvolvidos alguns aspectos essenciais para a criação de um concurso por via
PPP, é agora vez de abordar alguns dos pontos mais importantes relativamente às fases seguintes
até ao momento de assinatura do contrato.
Numa primeira fase, há que desenvolver uma estratégia para a fase de concurso. Esta estratégia,
que se revela da maior importância para a obtenção do melhor VfM, deve ter presente não só
aspectos financeiros e não financeiros como também a garantia de capacidade de cumprimento de
obrigações, por parte do adjudicatário, e a garantia de uma boa relação contratual entre as partes
envolvidas. Nesta fase, o Parceiro Privado debate-se com dois desafios, pois, por um lado necessita
garantir a competição efectiva dos concorrentes ao longo de todo o concurso até à assinatura do
contrato, e por outro, deve garantir a confiança do mercado e dos concorrentes na viabilidade e
rendibilidade do projecto (Pombeiro, 2003).
Para uma visão mais clara do processo global de uma Parceria Público-Privada, apresenta-se na
figura 2.5 um resumo dos acontecimentos mais importantes em cada etapa desde uma fase
preliminar até à fase de assinatura do contrato.
15
Figura 2.5: Fases da vida de um Projecto PPP
2.8. Monitorização do Contrato de uma PPP
A monitorização do contrato é o processo de gestão e administração de um contrato PPP, desde o
momento em que este é acordado até ao fim do ciclo de vida do projecto. A implementação da
monitorização do contrato é um ponto crucial a considerar, pois, independentemente da dimensão do
contrato, este não conseguirá atingir os seus objectivos se não estiver sob uma monitorização
cuidadosa ao longo de toda a vida do projecto. É também de salientar a importância da pro-actividade
Fase
Preliminar
Selecção da Equipa de Projecto e desenvolvimento do Caso Base (OBC –
Outline Business Case)
Consulta do Mercado
Elaboração de um Plano temporal detalhado
Preparação das especificações dos “outputs” e do VfM
Esboço do Plano de Negócios
Definição do
Projecto
Lançamento e Publicação do Projecto
Preparação do memorando de informações (IM – Information Memorandum)
incluindo o questionário de pré qualificação (PQQ - Pre Qualification
Questionaire )
Determinação dos critérios para a “Short List”, incluindo critério técnico,
financeiro e jurídico
Selecção dos candidatos para a “Short List”
Caso hajam mais de 5 candidatos seleccionados para a “Short List”, requer-se
outra ronda de pré-qualificação (em termos práticos o número de concorrentes
não deve exceder os 3 na “Short List”)
Análise, identificação e alocação do Risco
Preparação do modelo de Avaliação (revisão de opções, investimentos, eficiência
do financiamento, modelagem financeira)
Cálculo da capacidade financeira do Projecto (VfM)
Pré-
Qualificação
Convite para
Negociar
Sessões de esclarecimento das propostas com concorrentes finalistas
Revisão das propostas, incluindo análise de financiamento, modelos financeiros,
revisão técnica e sobre as melhores propostas iniciais
Determinação dos pontos críticos susceptíveis de negociação para refinamento
das propostas na fase negocial subsequente
Relatório de Avaliação das propostas
Decisão entre os concorrentes seleccionados para a “Short List”
BAFO
A BAFO (best and final offers) é tomada como a oferta mais economicamente
vantajosa (VfM)
Negociação com concorrentes seleccionados para a “Short List”
Revisão da escolha da BAFO, incluindo análise de fonte de financiamento,
modelos financeiros e revisão técnica
Relatório de avaliação da BAFO
Decisão sobre a selecção do concorrente preferencial - convite final para
negociar
Finalização
dos Contratos
Negociação final com o concorrente escolhido como preferencial
Análise final dos benefícios (VfM) e viabilidade económica, financeira e
operacional
Elaboração do Plano de Negócios final
Assinatura do Contrato
16
neste processo, pois não só antecipa necessidades futuras, como também garante a capacidade de
reacção a situações inesperadas que possam surgir.
A questão essencial da implementação da monitorização do contrato centra-se principalmente na
garantia de que os serviços são obtidos de acordo com o estabelecido no contrato, alcançando
sempre o máximo VfM para as partes intervenientes na parceria. Porém, este ponto é apenas o
primeiro de muitos outros, pois uma boa gestão do contrato vai muito além de apenas garantir o
acordado nos termos do contrato.
Qualquer que seja o âmbito do contrato, existem sempre controvérsias entre as diferentes
perspectivas do público e do privado. A monitorização do contrato assenta exactamente na resolução
dessas controvérsias, bem como na forma de construir uma relação de entendimento e confiança
mútua entre as partes, de maneira a alcançar benefícios para ambas.
A gestão dos riscos representa também uma consideração-chave na monitorização do contrato. Os
riscos reais e potenciais e os seus respectivos efeitos associados ao projecto devem ser
quantificados de modo a identificar quais os riscos prioritários na monitorização durante toda a
vigência do contrato. Após identificados os riscos, devem ser desenvolvidas estratégias de mitigação
ou eliminação dos mesmos. É de referir que o mecanismo de pagamento num projecto PPP é a
ferramenta mais importante, no que toca ao modelo de alocação de risco do projecto,
recompensando o bom desempenho e impedindo o pagamento se o desempenho não for o desejado.
Nos termos do contrato devem constar também os níveis de serviço acordados, mecanismos de
pagamento, calendário do contrato, meios para medir o desempenho, procedimentos de controlo de
mudanças, estratégias de acordo entre partes no caso de fracasso do contrato e todos os
mecanismos formais que permitem um contrato funcionar.
A análise da monitorização e a gestão do contrato será mais detalhada no capítulo 6.
17
3. O SECTOR ENERGÉTICO
3.1. O Sistema Eléctrico Português
A organização do sistema eléctrico nacional (SEN) assenta na coexistência de um sistema eléctrico
de serviço público (SEP) e de um sistema eléctrico independente (SEI), de acordo com a figura 3.1.
Figura 3.1: Organização do Sistema Eléctrico Nacional (SEN) (Fonte: REN)
O SEP é responsável por assegurar o fornecimento de energia eléctrica em Portugal, tendo em conta
um quadro de serviço público que obrigue o fornecimento de energia eléctrica com adequados
padrões de qualidade de serviço.
O SEI, constituído pelo sistema eléctrico não vinculativo (SENV) e pelos produtores em regime
especial (PRE´s), por sua vez, tem como dever fazer entregas às redes do SEP ao abrigo de
legislação específica. Desta forma, os agentes económicos podem optar por estabelecer relações
contratuais com os comercializadores de último recurso (CUR) ao abrigo das condições aprovadas
pela ERSE ou negociar outras condições directamente com as comercializadoras que actuam no
mercado liberalizado.10
De acordo com o quadro legislativo11
que define a organização do SEN, é estabelecido um sistema
eléctrico nacional integrado em que as actividades de produção e comercialização de energia são
exercidas em regime de livre concorrência mediante a atribuição de licença, ao passo que as
actividades de transporte e distribuição são desenvolvidas de acordo com a atribuição de concessões
de serviço público.
O sector eléctrico em Portugal está fundamentalmente subdividido em quatro actividades principais:
Produção, Transporte, Distribuição e Comercialização.
10
A EDP Comercial é o principal operador no mercado liberalizado, tanto em termos de clientes (99% do número
total de clientes), com em termos de consumos (cerca de 92% dos fornecimentos). 11
DL 29/2006 de 15 de Fevereiro.
18
Cabe à ERSE (Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos) regular as actividades de transporte,
distribuição e comercialização de electricidade de último recurso, bem como a operação logística de
mudança de comercializador.
3.1.1 Produção
A produção de electricidade integra duas vertentes, a saber:
PRO – Produção em regime ordinário (com base em fontes tradicionais não renováveis e em
grandes centros hídricos);
PRE – Produção em regime especial (relativa à cogeração e à produção eléctrica a partir da
utilização de fontes de energia renováveis).
Na figura 3.2 representa-se a distribuição, no ano de 2008, dos vários tipos de PRE´s em Portugal.
Figura 3.2: Distribuição em Portugal dos vários tipos de PRE´s (2008) (Fonte: ERSE)
Os produtores de electricidade em regime ordinário podem vender a electricidade produzida, quer a
clientes finais, quer a comercializadores de electricidade através da celebração de contratos
bilaterais. Os produtores de electricidade em regime especial têm a obrigatoriedade de vender a
electricidade ao CUR, sendo a EDP Produção a sua principal representante12
.
Cabe ao Estado criar as condições adequadas ao desenvolvimento do mercado da electricidade,
garantindo o seu abastecimento e assegurando as capacidades de produção necessárias. A
segurança do abastecimento da energia é também garantida pelo Estado através da DGEG a quem
compete a respectiva monitorização.
3.1.2 Transporte
A actividade de transporte de electricidade é exercida mediante a exploração da rede nacional de
transporte (RNT) a que corresponde uma única concessão exercida em exclusivo e em regime de
serviço público. A concessionária da RNT é a REN – Redes Energéticas Nacionais.
A REN relaciona-se comercialmente com os utilizadores das respectivas redes (PRO´s e PRE´s) e
recebe, pela utilização destas e pela prestação dos serviços inerentes, a respectiva retribuição por
aplicação de tarifas reguladas.
12
Outros exemplos de produtores de energia em Portugal são também a Turbogás e a Tejo Energia.
6%
49%26%
19%
Hídrica em regime especial
Eólica
Cogeração e microprodução PRE
Outras
19
3.1.3 Distribuição
A distribuição de electricidade é exercida mediante a exploração da rede nacional de distribuição
(RND) a que corresponde uma única concessão exercida em exclusivo e em regime de serviço
público com a concessionária EDP Distribuição.
A EDP Distribuição relaciona-se comercialmente com os utilizadores das respectivas redes e recebe
uma retribuição por aplicação de tarifas reguladas. Esta concessionária tem como principais
competências assegurar a exploração e manutenção da rede de distribuição em condições de
segurança, fiabilidade e qualidade de serviço, bem como gerir os fluxos de electricidade nas redes
garantindo a sua ligação com as redes a que esteja ligada e com as instalações dos clientes.
3.1.4 Comercialização
A actividade de comercialização é livre, ficando contudo, sujeita a atribuição de licença. O exercício
da actividade de comercialização consiste na compra e venda de electricidade para comercialização
a clientes finais ou outros agentes através da celebração de contratos bilaterais ou da participação
em outros mercados, sendo também responsáveis pela gestão das relações com os consumidores
finais, incluindo facturação e serviço ao cliente. No exercício da sua actividade, os comercializadores
(por exemplo EDP Comercial, Endesa Energia, Iberdrola) podem livremente comprar e vender
electricidade. Para o efeito, mediante o pagamento de tarifas reguladoras, têm acesso às redes de
transporte e de distribuição. A EDP Serviço Universal, que actua como Comercializador de Último
Recurso do SEN, é actualmente o maior comercializador em Portugal.
Os consumidores podem escolher livremente o seu comercializador.
3.2. A situação Portuguesa e Internacional das Energias Renováveis
Com a crescente procura de energia, a subida dos preços do petróleo, o receio do aquecimento
global e a incerteza do aprovisionamento energético, acrescido ainda do facto de a energia já não
poder ser considerada como um dado adquirido, houve a necessidade de se assumirem
compromissos de aumentar a utilização das energias renováveis com vista a substituir os
combustíveis fósseis e a reduzir as emissões de C02.
A promoção do investimento em energias renováveis veio contribuir não só para um desenvolvimento
sustentável, como também para um crescimento económico, criação de novos empregos, maior
competitividade da indústria, desenvolvimento rural e redução de importações. Nesta sequência,
ilustra-se na figura 3.3 os investimentos, a criação de emprego e a redução de C02 que cada uma das
energias renováveis possibilita.
20
Figura 3.3: Distribuição por tipo de Energia Renovável dos Investimentos, Criação de Emprego e Redução de CO2 (Fonte: Adaptado de MEI, 2007)
Torna-se, no entanto, necessária a criação de nova legislação abrangente que vise a promoção e
utilização das energias renováveis. Com este intuito, a Comissão Europeia aprovou a Directiva
2001/77/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 27 de Setembro de 200113
relativa à
promoção da electricidade produzida a partir de fontes renováveis de energia no mercado interno da
electricidade, constituindo esta ”uma parte substancial do pacote de medidas necessárias ao
cumprimento do Protocolo de Quioto e à Convenção Quadro das Nações Unidas relativa às
alterações climáticas”.
Em alguns países, incluindo Portugal, a criação de regulamentação específica e a assinatura do
Protocolo de Quioto foram decisivos no que toca à estimulação da vaga de lançamentos de projectos
com base em energias renováveis. 14
Com vista a atingir os seus objectivos, a comissão europeia estabeleceu, relativamente ao consumo
total de energia na UE, até 2010, a meta de 12% de energias obtidas a partir de fontes renováveis,
objectivo esse que, com base nas tendências actuais, se prevê não dever ultrapassar os 10%.
Igualmente, foi estabelecida a meta de 20% até 2020.
Da mesma forma, a referida directiva propôs metas nacionais para o consumo de electricidade
produzida a partir de fontes renováveis de energia em percentagem do consumo bruto total de
electricidade15
para os Estados-Membros no ano de 2010. Portugal assumiu então o compromisso
ambicioso de atingir uma meta de 39% de energia eléctrica gerada a partir de fontes renováveis,
representando a terceira maior contribuição da UE15. No entanto, com a apresentação da Estratégia
Nacional para a Energia aprovada pela Resolução do Conselho de Ministros nº169/2005, de 24 de
Outubro, as metas foram revistas, uma vez já atingida a meta de 39% antes do ano de 2010,
passando a nova meta a ser de 45%.
13
Esta Directiva é também conhecida como Directiva das Renováveis. 14
Nos termos do Protocolo de Quioto, Portugal assumiu a responsabilidade de limitar em 27% o aumento das
emissões de Gases com Efeito de Estufa (GEE) no período de 2008 a 2012, relativamente ao valor de 1990. 15
O consumo bruto de energia é definido como “a produção doméstica de electricidade, mais as importações,
menos as exportações” (Castro, 2008).
Redução CO2 (2010 Total Renováveis)
5,8 Mt
6,7 Mt
0,7 Mt
0,1 Mt
0,03 Mt
2,3 Mt 0,15 Mt
0,03 Mt
~13,7 Mt
Criação de emprego directo
2.500
500 – 1.000
100 a)
n.d
300 b)
n.d
750
9.700
Investimento (2005 a 2012)
€ 1,0 b
€ 0,5 b
€ 0,5 b
€ 0,5 b
€ 0,15 b € 0,3 b
€ 0,25 b
€ 8,1 b
Eólica
Hídrica
Biomassa
Ondas Biocombustíveis
Micro-geração
Biogás
Total
€ 5,1 b
4.500 (construção)
Solar
a) Considerando unicamente a central de Moura b) Aplicável às unidades fabris de transformação
21
O quadro 3.1, apresenta as metas portuguesas a atingir para os diversos tipos de energia renovável:
Quadro 3.1: Metas portuguesas a atingir na produção de energias renováveis. [Fonte: PNBEPH]
As metas mais ambiciosas para o ano de 2010 propostas pela comissão europeia relativamente aos
Estados-Membros estão apresentadas na figura 3.4.
Figura 3.4: Metas a atingir em 2010 (Fonte: Berliant, 2008)
Segundo a DGEG, no final de Maio de 2009, Portugal atingiu os 8618 MW de capacidade instalada
para produção de energia eléctrica a partir de fontes de energia renováveis (FER), como se
demonstra no quadro 3.2.
Quadro 3.2: Evolução histórica da potência instalada em renováveis (MW) – Portugal Continental (Fonte: DGEG, Estatísticas Rápidas – Maio 2009)
78%60%
45%31,5% 29,4% 29% 25% 21%
22
Com efeito, o negócio das energias renováveis tem beneficiado de um rápido crescimento, com
grande potencial de desenvolvimento futuro, através de oportunidades em novos mercados e da
evolução das tecnologias.
Ao longo desta década, tem vindo progressivamente a registar-se um aumento de produção de
energia eléctrica a partir de fontes de energia renováveis, a par da evolução da sua componente
hídrica (figura 3.5).
Figura 3.5: Evolução da Energia produzida a partir de fontes renováveis - Portugal (TWh) (Fonte: DGEG, Estatísticas Rápidas – Maio 2009)
A Natureza dotou cada região com um número diferente de opções energéticas. De facto, em
Portugal verifica-se uma concentração no Norte do País (distritos de Bragança, Viana do Castelo,
Viseu, Coimbra, Vila Real e Braga) relativamente à produção de energia eléctrica a partir de fontes de
energia renováveis. Em termos de centrais solares a concentração dá-se sobretudo na zona quente
do Alentejo, nomeadamente nos Concelhos de Moura, Ferreira do Alentejo, Mértola e Almodôvar.
Actualmente Portugal ainda importa cerca de um quarto da electricidade que consome. Porém, e com
o objectivo de tornar Portugal mais independente em relação ao exterior, o Governo Português
apostou fortemente nas energias renováveis, quer em termos de energia eólica e biomassa
promovendo concursos para atribuição de potência na rede, e em termos de desenvolvimento das
barragens mini-hídricas (aumentando a sua capacidade actual em cerca de 50%), quer ainda na área
da geotermia. Deu igualmente grande ênfase ao projecto-piloto referente à energia das ondas e a
centrais fotovoltaicas, onde a expectativa em termos de energia solar é bastante ambiciosa.
3.3. A Energia Eólica
3.3.1 Aspectos Gerais
A energia eólica é a energia produzida pelo vento. O vento tem origem nas diferenças de pressão
causadas pelo aquecimento diferencial da superfície terrestre, sendo influenciado por efeitos locais,
como a orografia e a rugosidade do solo.
23
A energia do vento constitui uma imensa fonte de energia natural a partir da qual é possível produzir
grandes quantidades de energia eléctrica, o que aumentou o seu interesse, dado que os preços dos
combustíveis fósseis utilizados para o mesmo fim aumentaram largamente nos últimos anos.
A conversão de energia é feita com o auxílio de turbinas eólicas, ou aerogeradores, que transformam
a energia cinética do vento em energia mecânica e consequentemente em energia eléctrica. Existem
essencialmente dois tipos de turbinas eólicas: turbinas de eixo horizontal e turbinas de eixo vertical.
Para além disto, as turbinas diferem também entre si na forma e número de pás que constituem o
rotor.
Nas figuras 3.6 e 3.7 mostram-se as turbinas de eixo horizontal e vertical, respectivamente.
Figura 3.6: Turbina de eixo horizontal (HAWT)
Figura 3.7: Turbina de eixo vertical (VAWT)
As turbinas de eixo horizontal, mais conhecidas por turbinas HAWT (Horizontal Axis Wind Turbines),
são as mais correntes na aplicação da maior parte dos parques de produção de energia eléctrica.
Este tipo de sistema na maioria dos casos incorpora três pás aerodinâmicas, no entanto, também
existem casos de turbinas com uma ou duas pás. É de salientar que o número de pás não é o mais
importante, mas sim a superfície varrida por estas, o que se deduz, por exemplo, que uma turbina
eólica de duas pás pode ter a mesma eficiência que uma turbina de três pás. Estas turbinas eólicas
consistem em estruturas sólidas, tipo torre, em que as pás são orientáveis de acordo com a direcção
do vento, com o auxílio de dispositivos mecânicos de orientação, tendo como finalidade aumentar a
sua eficiência. Esta torre eleva os componentes da turbina a uma altura ideal para a velocidade do
vento e ocupa muito pouco espaço no solo, o que se traduz numa vantagem. Como principal
desvantagem destas turbinas aponta-se a instabilidade que estas podem sofrer se apenas forem
constituídas por uma ou duas pás.
As turbinas de eixo vertical ou turbinas VAWT (Vertical Axis Wind Turbines) são claramente menos
comuns, no entanto, têm como grande vantagem o facto de o gerador se encontrar na base e poder
captar os ventos sem necessidade de um mecanismo de orientação, uma vez que consegue captar
vento de qualquer direcção. O facto de o gerador se encontrar ao nível do solo, facilita também a sua
inspecção e manutenção.
24
Normalmente, a velocidade do vento junto à base é de mais fraca intensidade, implicando assim que
a turbina não tenha meios próprios para entrar em funcionamento, sendo, por isso, necessário
recorrer a um sistema de accionamento, o que representa uma desvantagem deste tipo de turbinas.
Este factor implica também um menor rendimento do aerogerador e uma elevada probabilidade de
sujeitar a torre a esforços mecânicos. Para além deste inconveniente, as turbinas de eixo vertical
podem apresentar uma boa alternativa às turbinas de eixo horizontal quando se trate de aplicações
de pequena escala.
3.3.2 Vantagens e Desvantagens
A energia eólica, de todas as energias renováveis, é talvez a mais limpa, dado que não causa
poluição, pois não origina a libertação de gases para a atmosfera e não produz nem utiliza qualquer
material radioactivo. Considerando estes factores e sabendo que nenhuma das fontes renováveis de
energia consegue satisfazer 100% as necessidades de consumo, pode-se afirmar que a energia
eólica é a que deverá ser melhor aproveitada até ao máximo do seu potencial.
Uma grande vantagem relativamente às energias tradicionais e até mesmo a outros tipos de energia
renovável é o facto de ocupar uma reduzida superfície de solo, condicionando muito pouco, caso
existam actividades a decorrer nas imediações. Aquando do final da vida útil dos aerogeradores, é
possível remover com facilidade todas as estruturas, passando o local a ter de novo as suas
características originais.
Apesar de não queimarem combustíveis fósseis e não emitirem poluentes, os parques eólicos não
são totalmente isentos de impactes ambientais. O efeito visual e paisagístico propiciado pelas
elevadas dimensões das torres e das pás dos aerogeradores é um impacte claramente visível que
origina muitos conflitos. Este aspecto poderá ser atenuado se houver algum cuidado na fase de
planeamento e na escolha do local mais favorável para a implantação do projecto. Os parques eólicos
são muitas vezes localizados em áreas protegidas, e quando é necessário a manutenção dos
aerogeradores, requer-se a abertura de caminhos e a instalação de infra-estruturas em locais até aí
inacessíveis, podendo originar perturbações em zonas ecologicamente sensíveis. O ruído provocado
pelo movimento das hélices, embora não seja muito elevado, pode também representar uma causa
de impacte ambiental. A este respeito, refere-se por exemplo, a emissão de ultra-sons pelas turbinas.
Outro problema que se coloca é a morte das aves. Por vezes, os parques eólicos são implantados em
rotas preferenciais de migração o que faz com que as aves colidam com as hélices em movimento.
Se os parques forem de grande dimensão, podem também representar barreiras para algumas
espécies.
Regiões onde o vento não é constante, ou de intensidade muito fraca, originam inconvenientes na
produção de energia eléctrica em grande escala, pois obtém-se pouca energia e quando ocorrem
chuvas fortes com ventos cujas velocidades são superiores ao máximo permitido, há a possibilidade
de desperdício da mesma.
25
Devido à evolução das técnicas, os custos relacionados com o investimento em energia eólica, são
cada vez menores. Apesar disto, esta tecnologia ainda apresenta um elevado custo inicial, o que faz
com que não haja tanta adesão ao sector. Contudo, tal como noutros tipos de energia renovável, este
investimento a médio-longo prazo acaba por ser compensado.
3.3.3 Tipos de energia eólica
Os aerogeradores podem ser usados isoladamente ou agrupados. Os parques eólicos, nome que se
denomina para grandes concentrações de aerogeradores, são concebidos para tornar a produção de
energia mais rentável e para que possa ser utilizada em larga escala. As instalações destes parques
são normalmente feitas em terra (On-Shore), embora seja cada vez mais frequente instalá-los
também no mar (Off-Shore). Nas figuras 3.8 e 3.9 ilustram-se parques eólicos On-Shore e Off-Shore,
respectivamente.
Figura 3.8: Parque Eólico On-Shore
Figura 3.9: Parque Eólico Off-Shore
Os parques eólicos Off-Shore têm representado algumas vantagens face aos parques eólicos On-
Shore, dado que as velocidades do vento no mar são mais estáveis, o que faz com que haja mais
rendimento na produção de energia. O facto de haver uma maior área de exploração disponível neste
tipo de parque eólico (Off-Shore), faz com que esta seja uma escolha preferencial, em detrimento de
parques em terra. Por outro lado, apresentam custos de implementação (essencialmente os sistemas
de fundação das torres) e manutenção bastante elevados, dado que estão situados num ambiente
altamente corrosivo. O processo de transmissão da potência para a costa, pode também originar
perdas de energia. As instalações Off-Shore são limitadas pela profundidade da água, pelas
actividades marítimas, paisagens protegidas e rotas migratórias.
Quando o objectivo é satisfazer pequenas necessidades energéticas, a solução é criar um espaço
para a implantação de um aerogerador individual. Esta técnica, mais conhecida por microgeração,
tem como principal vantagem o facto de o sistema de microprodução poder ser integrado no local de
consumo.
26
3.3.4 Panorama Mundial
De acordo com o Global Wind Energy Council (GWEC), a capacidade de energia eólica instalada a
nível mundial, no final do ano de 2008, era de 120.791 MW. Ilustra-se na figura 3.10 o potencial eólico
à escala mundial.
Figura 3.10: Distribuição mundial do potencial de energia eólica (W/m2) em 2006 (Fonte: Lua, et al, 2009)
A Europa tem sido e continua a ser o mercado mundial mais forte no desenvolvimento de energia
eólica, quer a nível de capacidade instalada, quer a nível de produção e consumo de energia.
Segundo dados estatísticos relativos ao ano de 2008 recolhidos na mesma fonte, a Europa ocupava a
liderança mundial com um total de potência instalada de 65.946 MW. Por outro lado, apesar da
predominância europeia neste sector, há que dar especial atenção a países que têm vindo a alargar a
sua capacidade eólica instalada com um crescimento notável, como é o caso dos EUA, da China e da
Índia (ver figuras 3.11 e 3.12).
Figura 3.11: Capacidade instalada em 2008 (Fonte: GWEC, 2008)
Figura 3.12: Top 10 nova capacidade em 2008 (Fonte: GWEC, 2008)
27
Como se verifica através da figura 3.11, a nível europeu, a Alemanha liderava em 2008 com uma
capacidade instalada de 23.903 MW, seguindo-se a Espanha com 16.754 MW, a Itália com 3736 MW,
a França com 3404 MW, o Reino Unido com 3241 MW, a Dinamarca com 3180 MW e Portugal com
2862 MW. Da análise da distribuição de velocidades do vento em toda a Europa (figura 3.13), aponta-
se que curiosamente, para além de França apresentar melhores condições que Espanha, esta
ultrapassa largamente a capacidade eólica instalada de França. Ainda a considerar é o facto de o
Reino Unido se posicionar bastante abaixo de, por exemplo a Alemanha, facto que pouco seria de
esperar uma vez que é uma região bastante abundante no recurso vento.
Figura 3.13: Distribuição das velocidades do vento na Europa (m/s) (Fonte: Anemos)
Na figura 3.14 apresenta-se as perspectivas de potência eólica instalada por continente no horizonte
de 2020:
Figura 3.14: Potência eólica instalada mundial (MW) (Fonte: Emerging Energy Research)
Constata-se que a tendência eólica futura é de crescimento, tanto para eólicas on-shore como para
eólicas off-shore. Estas últimas seguem cada vez mais uma orientação de crescimento
conjuntamente com o conhecimento da sua tecnologia de fundações e das condições de vento no
local, contribuindo para que seja uma tecnologia cada vez mais competitiva. A Dinamarca, com cerca
28
de 409 MW, tem a maior capacidade eólica off-shore instalada da Europa, não ficando o Reino Unido
muito atrás com uma potência muito próxima de 404 MW devido à instalação de 100 MW em 2007.
Segundo a EWEA, com 1080 MW até ao final de 2007, o mercado off-shore representava 1,9% da
capacidade instalada da UE e 3,5% da produção de electricidade a partir da energia eólica na UE. A
figura 3.15 ilustra a evolução da capacidade eólica off-shore na Europa
Figura 3.15: Eólica Off-Shore na UE (Fonte: EWEA, 2008)
3.3.5 Panorama Português
Devido à sua geografia e geomorfologia, Portugal é um dos países com maior capacidade de
aproveitamento de energia eólica na Europa. O desenvolvimento deste tipo de energia em Portugal
começou lentamente, com os primeiros projectos comerciais no princípio dos anos noventa, mas foi
no ano de 2001 que sofreu o maior impulso, quando o Governo fixou uma tarifa mais favorável à
venda de electricidade produzida pelo vento, e perfez um total de capacidade instalada de cerca de
1000 MW. Desde então, a produção de electricidade com origem na energia eólica não parou de
aumentar, totalizando, como mostra o quadro 3.3, uma potência instalada no final de Maio de 2009 de
3193 MW, distribuída por 182 parques, com um total de 1720 aerogeradores ao longo de todo o
território continental.
Quadro 3.3: Caracterização da potência eólica instalada em Portugal (Fonte: DGEG – Estatísticas rápidas – Maio 2009)
De acordo com REN (2009), no primeiro semestre de 2009 as instalações ligadas à rede pública
totalizaram 487 MW, passando a estar ligada à rede uma potência eólica total de 3148 MW.
29
Quadro 3.4: Potência Eólica em Portugal ligada à rede pública (Fonte: REN, 2009)
Apresentam-se na figura 3.16, os parques eólicos existentes em Portugal bem como as respectivas
potências e também a quantidade de potência instalada e em construção por distrito:
Figura 3.16: Localização dos parques eólicos em Dezembro de 2008. (Fonte: INEGI, 2008)
30
4. ACESSO AO NEGÓCIO – CONCURSO EÓLICO
4.1. Fases de um Projecto Eólico
Desde a fase de escolha do local de implantação até ao desmantelamento do parque eólico existem
sete fases distintas, como demonstrado na figura 4.1.
Figura 4.1: Fases de um projecto eólico.
A primeira fase de um projecto eólico incide na escolha do local de implantação do parque. Nesta
fase são analisados vários locais potenciais para a localização dos parques eólicos, dando especial
atenção a factores, como a velocidade do vento, características paisagísticas, questões ambientais, a
distância às habitações mais próximas e a proximidade aos pontos de ligação à rede eléctrica
nacional. Para além da análise de viabilidade do local, constitui também factor importantíssimo a
análise de viabilidade financeira do projecto.
Após confirmados estes pontos, procede-se então à fase de negociações. Nesta fase há que obter
todas as licenças e aprovações necessárias à implementação de um parque eólico, passando pelas
negociações com o dono do terreno, com vista a obter a licença de exploração durante toda a fase do
projecto, negociações de financiamento, seguros, construção e exploração.
Já na fase de planeamento do projecto, um dos passos fundamentais a dar, é certificar que a
avaliação da velocidade do vento realizada inicialmente continua a corresponder às expectativas,
colocando para tal, torres meteorológicas equipadas com anemómetros. Para além deste ponto, outro
factor importante são os estudos ambientais (avaliação de impacte ambiental - AIA), que dependem
das características de cada local, incluindo normalmente aspectos ecológicos, de enquadramento
paisagístico, arqueológicos, de condições do solo e hidrologia, de acessos, de ruído e impacte sócio-
económico.
Uma vez concluída a fase de planeamento, dá-se então inicio à fase de construção do parque –
caminhos de acesso, instalação de equipamentos, ligação à rede, etc.
Quanto à operação e manutenção (O&M) do parque, dado que a vida útil de um parque eólico é
tipicamente de 20 anos, é necessário que se tenha algum cuidado no planeamento desta fase, dando
31
especial atenção a rigorosas previsões das condições do vento, à localização de armazéns de peças
de recurso, logística em geral, contratação de pessoal devidamente qualificado, etc.
No fim da vida útil do parque procede-se ao seu desmantelamento de forma a restabelecer as
condições inicias do local em conformidade com o definido com o proprietário do local e com as
autoridades relevantes (por exemplo, municípios).
4.2. Factores determinantes para o desenvolvimento de projectos eólicos
Há que reconhecer que o sector eólico é um sector com bastante potencialidade de desenvolvimento
futuro, não só pelas metas europeias estabelecidas, mas também pelo interesse que desperta nas
entidades e empresas de desenvolvimento de projectos de grande escala. Posto isto, enumeram-se
de seguida alguns factores que desempenham papéis fundamentais no desenvolvimento de projectos
eólicos:
Promotores dos projectos que, para além de considerarem ser um sector bastante atractivo no
que se refere ao retorno financeiro, representam os principais impulsionadores deste tipo de
projectos, formando um grupo activo de investidores privados com planos ambiciosos para o
sucessivo desenvolvimento deste sector;
Instituições financeiras que ao considerar a atractividade deste sector, apoiam e disponibilizam
os fundos necessários para o seu desenvolvimento;
A opinião favorável dos municípios que, de acordo com Decreto-Lei n.º 339-C/2001 de 29 de
Dezembro, passaram a receber 2,5% do preço mensal pago pela entidade receptora da energia
eléctrica produzida nos parques eólicos. Sempre que os parques eólicos se localizem em mais do
que um município, o pagamento é dividido proporcionalmente à potência instalada em cada um
deles.
4.3. Barreiras ao desenvolvimento de projectos eólicos
A energia eólica tem sido o segmento de mercado de energias renováveis que mais interesse tem
despertado nos últimos anos em Portugal. Contudo, existem certos factores que representam
entraves ao seu desenvolvimento, tais como:
Os processos de licenciamento constituem os principais pontos fracos do mercado eólico, pois
são processos bastante complexos, burocráticos e morosos que envolvem diversos organismos
administrativos. Solução para estes constrangimentos seria implementar processos de
licenciamento centralizados apenas num organismo, delegado para realizar todos os
procedimentos administrativos, diminuindo-se, desta forma, os prazos de implementação dos
projectos.
O processo de licenciamento, sistematizado no quadro 4.1, implica a obtenção do prévio pedido
de informação camarário, ter um ponto de recepção atribuído, o licenciamento do projecto pela
DGEG, a licença ambiental, a realização do concurso público, entre outros processos.
32
Quadro 4.1: Processo de licenciamento de um projecto eólico (Fonte: Filipe, 2003)
Como se verifica, o licenciamento de um projecto eólico é um processo bastante moroso e
burocrático que tem uma duração mínima de 290 dias úteis, embora na prática o tempo de
licenciamento raramente seja inferior a 2 anos. Este processo deve ser optimizado mantendo
todas as garantias necessárias à exploração de um recurso público.
O processo de licenciamento dos parques eólicos é da responsabilidade tanto da DGEG como do
promotor, ainda que a REN desempenhe também um papel importante, já que é esta que produz
os planos de investimento na rede que serão usados pela DGEG para analisar o pedido preliminar
para a instalação do parque.
A ligação à rede eléctrica pública para o escoamento da electricidade produzida por via eólica
apresenta algumas dificuldades, o que se traduz em atrasos no desenvolvimento destes projectos.
A questão da ligação à rede constitui neste momento um factor crítico, pois, sendo os locais com
maior potencial eólico localizados em grande parte em sítios remotos ou servidos por redes
insuficientes, a solução passa pela criação de investimentos de melhoria da interligação à rede
para que se possa apoiar a expansão da produção de energia eólica. Estes investimentos elevam
bastante os custos e podem até inviabilizar as operações. O processo de ligação à rede eléctrica
pública é da responsabilidade do promotor dos parques eólicos.
O impacte ambiental dos parques eólicos que incide especialmente no impacte visual, no ruído e
na influência na fauna avícola. No entanto, este impacte tende a diminuir com a evolução das
tecnologias que, cada vez mais, produzem aerogeradores com características que atenuam os
principais factores de impacte.
33
4.4. Concorrência
A energia eólica, para além de ser a energia renovável com maior potencial de desenvolvimento, é
também a mais competitiva. De acordo com a American Wind Energy Association (AWEA), o custo de
produção da electricidade a partir da energia eólica diminuiu mais de 80% nos últimos vinte anos, o
que, em termos concorrenciais, faz com que seja uma fonte bastante competitiva relativamente às
fontes convencionais.
Outro tipo de concorrência é a concorrência de promotores. À medida que a procura por energias
renováveis aumenta, há uma consequente procura por estes projectos, nomeadamente eólicos. Em
Portugal o mercado de energia eólica é bastante activo e existem vários promotores, embora a maior
parte (cerca de 60%) esteja concentrada em três grandes grupos: a Iberwind, a Enernova (EDP) e a
Generg. Veja-se a figura 4.2.
Figura 4.2: Principais promotores do mercado eólico em Portugal no final de 2008 (Fonte: INEGI, 2008)
No decorrer da promoção de projectos eólicos, realizada pelo Estado, e da consequente aposta por
parte do sector privado, o número de players no sector tem aumentado bastante nos últimos anos,
embora estes acabem por formar consórcios entre si, fazendo com que a produção de electricidade
através de energia eólica se concentre bastante num grupo reduzido de entidades, ainda que se
considere constante o risco de entrada de novos promotores.
Relativamente à concorrência entre os produtores de aerogeradores, o factor mais relevante neste
caso é a qualidade do aerogerador, que está directamente relacionada à sua produtividade e
fiabilidade, e a experiência (know-how) demonstrada. Relativamente à ameaça de entrada de novos
produtores, em termos competitivos não é um factor muito relevante, tanto devido ao factor confiança
como ao factor experiência. Estes dois factores garantem uma certa vantagem aos produtores já
existentes sobre nos novos concorrentes. Outro motivo que confere alguma segurança aos
produtores já implementados no mercado são as economias de escala, que têm um papel bastante
relevante nos custos de produção dos aerogeradores e nos custos de pesquisa e desenvolvimento.
Um problema que se coloca relativamente aos fabricantes é o facto de nenhum ser nacional. Para
resolver esta problemática, o Estado lançou os concursos eólicos em 2005 com vista, por um lado, a
incentivar a construção de unidades de fabrico locais de aerogeradores e dos seus componentes e
criar um cluster de fabricação local, e por outro, a diminuir tanto a sua importação como a instalação.
34
Na figura 4.3 representam-se os principais fabricantes de aerogeradores presentes actualmente em
Portugal.
Figura 4.3: Principais fabricantes de aerogeradores presentes em Portugal no final de 2008 (Fonte: INEGI, 2008)
4.5. Análise Económica de um Parque Eólico
Sendo o sector eólico bastante complexo e com vários pormenores que merecem consideração,
recorreu-se ao diagrama da figura 4.4 para uma melhor compreensão da estrutura de geração de
valor de um projecto eólico. Este diagrama está decomposto em dois grandes grupos influenciadores
no cash-flow do projecto: EBITDA16
(com as suas componentes principais: Vendas e OPEX17
) e
Investimento.
Figura 4.4: Estrutura de geração de valor de um projecto eólico
16
EBITDA significa “Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization”, o que em português pode ser traduzido directamente como “Resultados Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortizações”. 17
OPEX é uma sigla derivada da expressão “Operational Expenditure”, o que em português pode ser traduzido
como as despesas operacionais.
35
4.5.1 Vendas
a) Preço - Sistema de Remuneração
O sistema de remuneração referente à energia eólica em Portugal segue o sistema de tarifas “feed-in”
que surgiu como um incentivo à adopção de projectos com base em energias renováveis. O princípio
base deste sistema de remuneração visa essencialmente o estabelecimento de uma tarifa fixa
imposta pela entidade reguladora (ERSE) e/ou de um prémio a acrescer ao preço de mercado
recebido por cada MWh de electricidade gerado, de forma a garantir um retorno razoável de
investimento ao produtor de energia renovável.
Estas tarifas foram criadas em 1999 (DL 168/99) e, posteriormente revistas pela ERSE, e alteradas
em 2001 (DL 339-C/2001), 2005 (DL 33-A/2005) e 2008 (DL n.º 165/2008). As tarifas aumentam com
a inflação, ao longo do tempo e variam com base em perfis temporais para evitar perdas de
distribuição. No regulamento de 2005, a inflação deixa de ser considerada a partir da data em que a
licença de instalação é concedida, passando a ser considerada a partir do momento em que o
projecto fica operacional, de modo a minimizar os atrasos no arranque do processo (Innovation
Norway, 2008). Foi também no Decreto-lei nº 33-A/2005 que se introduziu a limitação da
remuneração pelas tarifas feed-in por um período máximo de 15 anos a contar a partir da data de
fornecimento de energia à rede. O prazo de garantia das novas tarifas, para além dos 15 anos, pode
também ser contabilizado até aos primeiros 33 GWh entregues à rede por cada MW de capacidade,
sendo utilizado o que ocorrer em primeiro lugar. Durante este período, a entidade reguladora garante
ao produtor a compra de toda a sua produção de energia pela REN, não havendo risco de procura
para o produtor. Contudo, embora os regimes tarifários assegurem a sua aplicação durante estes 15
anos, a entidade reguladora pode decidir aumentar ou diminuir a tarifa ou o elemento fixo da tarifa
para a electricidade produzida a partir de fontes renováveis (EDP Renováveis, 2008).
Relativamente à geração de energia eólica, como demonstra a figura 4.5, o preço médio pago em
2006 era de 92,8 €/MWh, em 2007 era de 90 €/MWh e actualmente é de cerca de 75 €/MWh. Estas
tarifas tendem a diminuir à medida que o recurso do vento se torna mais competitivo com as fontes
convencionais de energia.
Figura 4.5: Evolução das tarifas de energia eólica no período 1998-2007 (Fonte: IEA Wind Energy, 2008)
36
Para além disso, ao fim do período de 15 anos a tarifa irá tendencialmente aproximar-se do preço de
mercado da electricidade (40 €/MWh) acrescido de um prémio pela venda de certificados verdes.
O sistema de certificados verdes pode ser considerado como um sistema de incentivos à utilização de
fontes de energia renovável (FER) para a produção de energia eléctrica em que os seus produtores
recebem um certificado verde por cada MWh de energia que produzirem. O mercado de certificados
verdes baseia-se no princípio de que a energia eléctrica produzida a partir de fontes de energia
renováveis proporciona dois produtos diferentes ao consumidor de energia eléctrica, sendo um a
própria energia eléctrica, que poderá ser vendida no mercado de energia eléctrica e o outro um
conjunto de benefícios ambientais e sociais que tomam a forma de certificados verdes, os quais
poderão ser transaccionados em mercado próprio, gerando assim receitas adicionais à da venda de
energia eléctrica para os produtores de E-FER (Sousa, 2007). O mercado de certificados verdes pode
ser ilustrado pela figura 4.6:
Figura 4.6: O mercado da energia eléctrica e o mercado dos certificados verdes (Fonte: Sousa, 2007)
b) Quantidade:
A quantidade das vendas depende directamente da capacidade instalada, do load factor, do contrato
de compra de energia (PPA) e da política governamental.
Em primeiro lugar, a capacidade instalada depende directamente de um período entre os processos
de licenciamento, passando pela fase de fornecimento do equipamento, até à sua montagem final.
Após os complexos e morosos processos de licenciamento e acessibilidade do espaço de
implementação dos parques eólicos, são realizados contratos com os fornecedores de equipamentos
e de manutenção em que é dada especial atenção à qualidade dos equipamentos. Por fim, de modo
a disponibilizar a capacidade instalada, são então instalados os equipamentos para dar início ao
processo de exploração.
Outro factor determinante na quantidade de energia produzida é, sem dúvida, a disponibilidade do
recurso do vento. É essencial que na fase de escolha do local se realizem estudos que comprovem
as boas características do local de implantação do parque eólico, de modo a garantir razoáveis
tempos de produção. Em situações imprevisíveis de escassez de vento em que a produção de
energia é menor que a desejada ou em situações que sejam impostas paragens ao sistema, torna-se
importante a existência de sistemas de gestão que possam cobrir os prejuízos causados.
37
O contrato de compra de energia (PPA) é um elemento essencial a ter em consideração, pois, depois
de já ter os processos de licenciamento terminados e estar sob a posse do direito de explorar o
parque, o promotor tem garantida a venda da produção de energia.
Como seria de esperar, é fundamental que a política governamental seja considerada também neste
ponto, no sentido conhecedor da dependência energética do país e as consequentes perspectivas
futuras de procura.
4.5.2 OPEX
Nesta parcela são contabilizados todas as despesas operacionais que o promotor do parque eólico
tem, ou seja, podem ser traduzidas como todos os custos contínuos e necessários para dirigir o
projecto. Segundo EWEA (2009), o total dos custos de O&M no período entre 1997 e 2001 eram os
apresentados na figura 4.7.
Figura 4.7: Distribuição dos custos de operação e de manutenção (Fonte: adaptado de EWEA, 2009)
Os custos relacionados com os seguros e com a manutenção regular são de fácil previsão, uma vez
que facilmente se obtêm modelos contratuais por um período de tempo bastante considerável da vida
de um aerogerador. Relativamente aos custos correspondentes à reparação e substituição de peças,
o mesmo não se pode afirmar, dependendo estes fortemente da idade e dimensão do aerogerador e
aumentam ao longo do tempo. Como o sector eólico é relativamente recente, ainda não existem
turbinas com mais de 20 anos (vida útil de uma turbina eólica), o que faz com que nem sempre
existam dados suficientes para efectuar uma correcta análise dos custos associados à O&M.
4.5.3 Investimento
O investimento realizado num parque eólico é um caso especial de investimento, dado que os
aerogeradores representam o aspecto fundamental de todo o processo, tanto no que diz respeito à
escolha do modelo e respectiva potência, à definição dos grupos que garantam uma boa eficiência, à
sua manutenção e até à substituição de componentes. Este investimento justifica os maiores custos
quer na fase inicial, quer na fase de exploração, especialmente no que diz respeito às fases de
38
transporte e instalação. Na figura 4.8 está representada uma estrutura típica de investimento de um
parque eólico, onde se confirma que os custos de capital são dominados pelos aerogeradores com
75% do total do investimento e os restantes 25% dizem respeito ao sistema eléctrico (10%), obra civil
(10%) e engenharia de gestão do projecto (5%). Por curiosidade, indicam-se também na figura 4.9 a
estrutura típica de custos de um aerogerador.
Figura 4.8: Estrutura típica de investimento num parque eólico (Fonte: Moura e Filipe, 2003)
Figura 4.9: Estrutura típica de um custo de um aerogerador (Fonte: Moura e Filipe, 2003)
O custo por kW de capacidade instalada de energia eólica varia normalmente entre 1,0 €/kW e 1,35
€/kW. Estes custos variam significativamente de país para país, como se mostra na figura 4.10.
Verifica-se, em termos europeus, os custos de investimentos menores na Dinamarca, Grécia e
Holanda, enquanto o Reino Unido, Espanha e a Alemanha apresentam os maiores investimentos. No
entanto, deve-se observar que a figura é baseada em dados limitados, pelo que os resultados podem
não ser totalmente representativos (EWEA, 2009).
Figura 4.10: Custo total de investimento, incluindo aerogeradores, fundações e ligação à rede, para diferentes tamanhos de turbinas e países de instalação (Fonte: EWEA, 2009 a)
5%10%
10%
75%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Investimento
Aerogerador
Sistema eléctrico
Obra civil
Engenharia e Gestão do projecto
40%
15%
15%
11,5%
8%
3%3%
2,5%Pás
Torre
Caixa Velocidades
Outros
Instalação local
Gerador
39
4.6. Concurso eólico – Caso de Estudo
4.6.1 Aspectos gerais
O Ministério da Economia e Inovação, no âmbito da competência legalmente fixada no artigo 14º do
Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro, que define o regime de gestão de capacidade de
recepção de energia eléctrica nas redes do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP) proveniente
de centros electroprodutores do Sistema Eléctrico Independente (SEI), lançou um concurso em Julho
de 2005 para a atribuição de potência eólica, com o objectivo de promover a diminuição da
dependência que Portugal tem da importação de combustíveis fósseis, considerando as metas
europeias estabelecidas.
O “concurso para atribuição de capacidade de injecção de potência na rede do sistema eléctrico de
serviço público e pontos de recepção associados para energia eléctrica produzida em centrais
eólicas” foi lançado em regime de concurso público internacional pela DGEG e divide-se em três
fases distintas:
Fase A – atribuição de um lote de potência entre 800 e 1000 MW
Fase B – atribuição de um lote de potência entre os 400 e 500 MW
Fase C – atribuição de uma licença de 200 MW, distribuídos em treze pequenos lotes, podendo
incluir outras fontes de energia renovável, para além da eólica. Esta fase apresenta uma vertente
direccionada principalmente para o desenvolvimento regional.
Os impactes esperados em Portugal com a criação deste concurso são os apresentados na figura
4.11:
Figura 4.11: Impactes esperados em Portugal com o lançamento do concurso eólico
O PCC18
possibilita que todos os concorrentes poderiam apresentar propostas tanto à fase A, como à
fase B do concurso, ou apenas uma delas. No entanto, a cada concorrente não poderia ser atribuído
mais do que um Lote de Potência, valendo a aceitação da adjudicação do Lote de Potência da fase A
como desistência relativamente à eventual proposta apresentada pelo concorrente à fase B. Nesta
sequência, houve três concorrentes que apresentaram a sua proposta, tanto à fase A, como à fase B,
e apenas um que apresentou unicamente proposta à fase A.
18
Designar-se-á ao longo do trabalho PCC como sigla definidora de “Programa e Condições do Concurso”.
ENERGÉTICOS
AMBIENTAIS
INDUSTRIAIS
REGIONAIS
Reduzir a dependência energética externa
Reduzir as emissões nacionais de C02
Aumentar a riqueza promovendo a criação de um Cluster Industrial
Implementar novas tecnologias no sector eólico INOVAÇÃO
Promover o desenvolvimento regional e a criação de emprego em regiões menos favorecidas
40
Na figura 4.12 apresentam-se os concorrentes que apresentaram propostas às fases A e B do
concurso:
Figura 4.12: Concorrentes à fase A e B do concurso eólico
Para efeitos desta dissertação, apenas se analisará a fase A do concurso, uma vez que este modelo
é equivalente ao adoptado para a fase B. Relativamente à fase C, esta encontra-se actualmente
ainda a decorrer.
4.6.2 Análise dos Critérios e Subcritérios
Para a avaliação das propostas apresentadas à fase A, os critérios e os subcritérios com as
respectivas ponderações foram os apresentados no quadro 4.2:
Quadro 4.2: Critérios e Subcritérios de avaliação das propostas do concurso eólico (Fonte: PCC – Programa e Condições do Concurso)
Critério Ponderação Subcritério ou factor Ponderação
A. Impacte Económico
20% A1. Desconto à remuneração da energia entregue à rede dos Parques
Eólicos 20%
B. Criação de um Cluster Industrial de apoio ao sector
45%
B1. Volume de Investimento Directo do Projecto Industrial 11%
B2. Volume de Investimento Indirecto gerado pelo Projecto Industrial 8%
B3. Emprego Directo gerado pelo Projecto Industrial 11%
B4. Emprego Indirecto gerado no Cluster Industrial 8%
B5. Valor Acrescentado Bruto do Cluster Industrial 7%
B6. Grau de coerência e solidez de Projecto Industrial -
C. Gestão técnica do Sistema
25%
C1. Capacidade de gestão técnica de agrupamentos de Parques Eólicos
10%
C2. Gestão de produção de energia 2,5%
C3. Soluções de armazenamento de energia 7,5%
C4. Controlo adicional da potência reactiva 2,5%
C5. Participação da regulação primária de frequência 2,5%
D. Apoio à Inovação
10% D1. Apoio à Inovação 10%
Da análise do quadro acima, constata-se que os critérios para a avaliação das propostas são
eminentemente económico/financeiros, pesando cerca de 65% (20% correspondente ao critério A +
45% correspondente ao critério B). De facto, o concurso valoriza o impacte económico e a criação de
um cluster industrial, em detrimento, por exemplo, da qualidade técnica das soluções propostas.
“Novas Energias Ibéricas” (NEI)
“Ventinveste”
“Eólicas de Portugal” (ENEOP)
“Ventonorte”
Iberdrola; Gamesa; Alberto Martins Mesquita & Filhos; Meci; Viatel
Galp Power; Martifer; Enersis; Efacec e Repower
Enernova (EDP); Generg; Finerge e TP
Enel; Union Fenosa; WPD GmbH & CO.KG; Suzlon Energy A/S
Fase A e B
Fase A e B
Fase A
Fase A e B
41
Nos pontos que se seguem, pretende-se realizar uma análise critério a critério, mais ou menos
detalhada consoante a importância que cada um representa, remetendo-se para o anexo B.1 a
definição dos respectivos factores de valorização estabelecidos.
4.6.2.1 Critério A. Impacte Económico
Este critério diz respeito ao impacte económico, mais propriamente no que se refere à forma como se
deverá proceder relativamente à remuneração da energia, produzida nos parques eólicos, vendida à
rede pública, em vigor à data da emissão da licença de exploração dos parques eólicos. Este é um
critério que se reveste de extrema importância, dado que, através desta remuneração será possível
assegurar a sustentabilidade financeira na fase de laboração do projecto eólico.
4.6.2.2 Critério B. Criação de um Cluster Industrial de apoio ao sector
No que se refere à produção de componentes e equipamentos de geração de energia eléctrica
através da energia eólica, Portugal era completamente dependente dos recursos exteriores. De modo
a optimizar o aproveitamento do recurso eólico, foi lançado o presente concurso, tendo como maior
critério de avaliação das propostas a criação de um Cluster Industrial de apoio ao sector. O novo
sector industrial visou essencialmente a criação de investimento e de emprego em zonas
desfavorecidas e a transferência de tecnologia para o país, podendo com isto, realizar exportações
em vez de importações. Neste seguimento, aponta-se para a avaliação da criação de Valor
Acrescentado Bruto (VAB), que representa em termos gerais, o diferencial entre as importações e as
exportações.
O subcritério B1 é valorizado em duas vertentes: relativamente ao investimento efectuado para a
criação de unidades fabris para a montagem de aerogeradores e para a criação de unidades de
produção de componentes.
O subcritério B2 tem em vista a valorização do investimento realizado, quer em regiões menos
favorecidas, quer em regiões limítrofes.
Os subcritérios B3 e B4 apontam para a criação de emprego directo e indirecto gerados,
respectivamente, pelo e no, Cluster Industrial. São valorizados os empregos criados a vários níveis:
indiferenciado, especializado, técnico e de incentivo à inovação. A localização do emprego também
tem influência no critério B4.
O subcritério B5 diz respeito ao Valor Acrescentado Bruto (VAB) directo e indirecto associado ao
projecto industrial. Este critério apenas é valorizado para razões entre VAB e vendas directas
(VAB/Vendas) que sejam superiores a 20%. Tanto os indicadores relativos ao VAB como aos
montantes de vendas utilizados respeitam ao ano cruzeiro do projecto industrial considerado por cada
um dos concorrentes.
O último subcritério diz respeito ao grau de coerência e solidez dos compromissos em que são
avaliadas questões relacionadas com o cronograma de execução de todo o projecto industrial e do
42
projecto eólico, em que é dada especial atenção a prazos de implementação tanto dos investimentos
directos como dos indirectos, a postos de trabalho a criar, volumes de produção e a sua evolução.
Nesta sequência, também a sustentabilidade do investimento é avaliada, tomando por base três
critérios: o horizonte temporal dos investimentos, a Carteira Firme de Encomendas e o Rácio de
Exportações/vendas.
Por fim, são também analisados o grau de coerência e de solidez dos vínculos contratuais, tomando
como aspectos relevantes as garantias de localização, financiamento, cumprimentos de prazos,
capacidade de atracção de investimento e desenvolvimento de negócios, bem como o vínculo das
diversas entidades envolvidas no projecto industrial e respectivo grau de compromisso, incluindo a
vinculação por parte dos fornecedores.
4.6.2.3 Critério C. Gestão Técnica do Sistema
Este critério, representado por uma fatia de 25%, é dividido em cinco subcritérios, sendo o primeiro
(C1), respeitante à capacidade de gestão técnica dos parques eólicos. Este subcritério reporta-se à
gestão da produção dos parques com especial atenção às necessidades do país e tem em
consideração a montagem dos parques, a limitação de cada parque a determinada potência, entre
outros factores determinantes em todo um processo de gestão. Para a valorização do subcritério C1,
prevê-se a criação de um centro de despacho de produção eólica com capacidade de comunicação
electrónica com os operadores de Rede, que abranjam todos os parques eólicos que vierem a ser
licenciados.
O subcritério C2, refere-se à gestão de produção de energia e tem como principio base quantificar a
disponibilidade para aceitar (valorização a partir de 20 horas), em horário de super vazio, a redução
da produção de energia eólica em prioridade dentro da produção renovável.
Uma questão a ter sempre presente, é o facto de que a capacidade instalada deve ser sempre
superior à consumida, de modo a poder cobrir as necessidades totais de um país. É neste ponto que
entra a importância da criação de soluções de armazenamento de energia (subcritério C3). A energia
eólica, ao contrário de, por exemplo, a energia hídrica, não se consegue armazenar, pelo que é
essencial que esta se associe a outras tecnologias. Uma solução bastante viável e com elevado nível
de eficiência (cerca de 80%) é o sistema híbrido eólica + hídrica, em que se utiliza toda a energia
eólica “desperdiçada” para activar a bombagem das barragens. Outra solução, não tão utilizada, é
também o uso de pilhas.
Os subcritérios C4 e C5, referentes ao controlo adicional da reactiva e à participação na regulação
primária da frequência, respectivamente, são critérios bastante técnicos e referem-se essencialmente
à qualidade da energia produzida, nomeadamente às flutuações.
43
4.6.2.4 Critério D. Apoio à Inovação
Este critério refere-se à criação de um Fundo de Apoio à Inovação (FAI) para o financiamento do
sistema científico nacional, projectos de investigação e desenvolvimento tecnológico (IDT) e
concessão de bolsas de mestrado e doutoramento, com particular enfoque no domínio das energias
renováveis (designadamente da energia eólica) e eficiência energética.
A DGEG, sendo o serviço central do Ministério da Economia e da Inovação com responsabilidade
para assegurar a concretização da política energética definida pelo Governo, nomeadamente ao nível
das energias renováveis e da eficiência energética, é a ela quem cabe o papel de supervisão do FAI
por forma a atingir os objectivos preconizados.
4.6.3 Análise de propostas nas fases de pré-qualificação e de negociação
Na fase A do concurso eólico, apresentaram-se a concurso quatro concorrentes: o consórcio Eólicas
de Portugal, liderado pela EDP, o consórcio Ventinveste, liderado pela Galp, o consórcio Novas
Energias Ibéricas liderado pela empresa espanhola Iberdrola e o consórcio Ventonorte liderado pela
espanhola Unión Fenosa e pela italiana Enel. Para efeitos de avaliação, todas as propostas
apresentadas foram admitidas, tendo-se obtidos os resultados, conforme evidenciado no quadro 4.3.
Quadro 4.3: Pontuação das propostas dos quatro concorrentes ao concurso eólico na fase de pré-qualificação
Proposta A1 B1 B2 B3 B4 B5 B6 C1 C2 C3 C4 C5 D1 Pontuação
Final
NEI 0 21,6 4,4 74,9 23,7 10,8 0,87 88,3 100 1,6 100 100 100 38,3
Ventinveste 100 11,0 10,8 100 26,6 28,8 0,72 100 100 100 100 100 100 67,4
Eólicas de Portugal
100 26,9 10,7 100 22,2 9,0 0,85 100 100 100 100 100 100 69,6
Ventonorte 0 20,5 4,2 100 47,5 38,2 0,30 80 100 100 100 100 85,6 37,5
A pontuação final apresentada obteve-se através da aplicação da seguinte fórmula, de acordo com o
disposto no PCC: =
P
Sintetiza-se no quadro 4.4 o resultado das propostas iniciais, evidenciando-se as pontuações obtidas
nos vários critérios pelos quatro concorrentes:
Quadro 4.4: Pontuações das propostas iniciais dos quatro concorrentes
Proposta Inicial A B C D Pontuação Final
NEI 0 11,8 16,5 10 38,3
Ventinveste 20 12,4 25 10 67,4
Eólicas de Portugal 20 14,6 25 10 69,6
Ventonorte 0 6,0 23,0 8,6 37,5
44
Da observação do quadro anterior, realça, de imediato, que os consórcios Ventinveste e Eólicas de
Portugal atingiram, logo nas propostas iniciais, as pontuações máximas relativamente à valorização
dos critérios A, C e D, colocando-se desde o início, em grande vantagem perante os outros dois
concorrentes. Em contrapartida, os consórcios NEI e Ventonorte não foram pontuados no critério A,
além de terem tido classificação inferior à dos outros concorrentes no critério C, tendo-se criado um
grande distanciamento entre estes dois grupos.
Quanto ao critério D, para além de ser o menos valorizado pelo júri, é o que apresenta resultados
mais aproximados em todos os concorrentes, pelo que a escolha dos correntes a seleccionar para a
fase de negociação não esteve dependente das pontuações aí obtidas na fase inicial.
No que concerne ao critério B, os resultados obtidos por todos os concorrentes estão longe de atingir
as metas propostas no PCC, verificando-se, também aqui, que são os concorrentes Ventinveste e
Eólicas de Portugal, que se posicionam melhor, não deixando ao júri margem para dúvida sobre
quem deveria prosseguir para a fase de negociação.
Com base nos elementos disponibilizados pela DGEG referentes à avaliação da proposta inicial de
cada concorrente e das respectivas pronunciações relativamente à decisão final do júri do concurso,
não foram alteradas as posições dos concorrentes NEI e Ventonorte. Assim, tendo em vista a
melhoria global das condições apresentadas, a concretização da Proposta e a definição das garantias
prestadas para a sua concretização, em presença dos resultados, o júri deliberou que os
concorrentes aptos a passarem à fase de negociação seriam os consórcios Eólicas de Portugal e
Ventinveste.
Posteriormente, o júri procedeu à fase de negociações com os dois concorrentes admitidos a esta
fase tendo, cada um deles, apresentado as suas melhores propostas finais (BAFO), evidenciando-se
no quadro 4.5 os resultados obtidos nas fases inicial e BAFO:
Quadro 4.5: Pontuações finais das propostas dos concorrentes na fase inicial e na BAFO
Proposta A1 B1 B2 B3 B4 B5 B6 C1 C2 C3 C4 C5 D1 Pontuação Final
Ventinveste Inicial 100 11,0 10,8 100 26,6 28,8 0,72 100 100 100 100 100 100 67,4
BAFO 100 11,2 15,7 100 70,5 26,5 0,88 100 100 100 100 100 100 73,4
Eólicas de Portugal
Inicial 100 26,9 10,7 100 22,2 9,0 0,85 100 100 100 100 100 100 69,6
BAFO 100 26,9 30,5 100 100 29,4 0,97 100 100 100 100 100 100 80,6
Sintetiza-se no quadro 4.6 o resultado das BAFO, evidenciando-se as pontuações obtidas nos vários
critérios pelos dois concorrentes em negociação:
Quadro 4.6: Pontuações finais das BAFO da Ventinveste e da ENEOP
BAFO A B C D Pontuação Final
Ventinveste 20 18,4 25 10 73,4
Eólicas de Portugal 20 25,6 25 10 80,6
45
Nesta fase, à excepção da valorização referente ao subcritério B3 em que ambos já tinham obtido a
pontuação máxima, e ao subcritério B1, que apenas foi ligeiramente melhorado pela Ventisveste,
cada um dos dois concorrentes melhorou substancialmente os restantes parâmetros que valorizam o
critério B, dando ênfase aos seguintes aspectos:
Relativamente ao subcritério B2, refere-se que, quanto às regiões menos favorecidas, ambos os
concorrentes apresentaram investimentos, não se podendo afirmar o mesmo relativamente às
zonas limítrofes, em que apenas a ENEOP mostrou interesse em investir. Este subcritério foi
ganho pela ENEOP, não só por ter apresentado um maior investimento, mas também por ter
apresentado investimento nas regiões limítrofes.
O subcritério B4 para além de valorizar os empregos propostos a cada nível, dá especial
importância à localização destes, consoante se encontrem em regiões menos favorecidas ou
regiões limítrofes. No caso do consórcio Ventinveste, uma vez que a criação do emprego indirecto
é gerado apenas pelo investimento indirecto e esta não apresentou investimento indirecto para as
regiões limítrofes, não houve quaisquer propostas de emprego para estas regiões, posicionando-
se desde início em desvantagem relativamente à ENEOP. Não obstante, ambos os consórcios
apresentaram evidentes revisões às suas propostas iniciais, aumentando em grande escala o
número de empregos propostos. Estas revisões deram-se, em grande parte, devido ao facto de
alguns empregos propostos inicialmente não terem sido considerados resultantes de
investimentos admitidos para efeito de valorização da proposta. Esta revisão fez com que a
proposta da Ventinveste passasse de 372 para 987 empregos indirectos equivalentes e ENEOP
de 282 para 1473.
No que concerne ao valorizado no subcritério B5, ambos os consórcios apresentaram alterações à
sua proposta inicial: a Ventinveste aumentou o VAB directo em cerca de € 8,5 milhões e o VAB
indirecto em cerca de € 25,4 milhões. Já a ENEOP, aumentou apenas o seu VAB indirecto em
cerca de € 43,5 milhões. Em termos de avaliação das propostas iniciais, a Ventinveste liderou com
um VAB total/ Vendas de cerca de 43%, enquanto que a ENEOP apenas pontuava cerca de 27%.
Contudo, em termos de avaliação da BAFO, ao aumentar o VAB e mantendo as Vendas, a
ENEOP ascendeu para os 44%, enquanto que a Ventinveste, para além de ter aumentado o VAB,
aumentou também as exportações, o que fez com que não superasse a ENEOP.
O valor final do grau de coerência e solidez do projecto industrial a que se refere o subcritério B6,
resultante da aplicação da expressão , foi de 0,88 para a
Ventinveste e 0,97 para as Eólicas de Portugal.
Relativamente ao cronograma de execução do projecto industrial e do projecto eólico, ambos os
consórcios apresentaram desde o início, globalmente, um elevado grau de adequação em todos
os aspectos relevantes, evidenciando, no entanto, folgas reduzidas na interacção entre o projecto
industrial e o projecto eólico – cerca de 4 meses (Ventinveste) e de 7 meses (ENEOP). Um factor
que colocou a ENEOP em vantagem, é o facto de todas as unidades do projecto industrial serem
construídas no mesmo local (Unidade integrada em Viana do Castelo), ao passo que a proposta
da Ventinveste aponta para a sua construção em locais diferentes. Neste sentido, esta última
46
aparenta ter uma menor robustez no que diz respeito à concretização do projecto industrial, uma
vez que o resultado final depende de outras unidades que fazem parte do Cluster. Este aspecto foi
ultrapassado na BAFO por introdução das fases respeitantes ao licenciamento do projecto
industrial, o que lhe veio conferir maior credibilidade à execução do projecto. No que se refere ao
plano de negócios dos parques eólicos, apenas a ENEOP apresentou proposta, que foi
considerada bastante detalhada. Estes motivos justificaram a pontuação destes aspectos em 90
pontos para o Ventinveste e 95 pontos para as Eólicas de Portugal.
Quanto à sustentabilidade do investimento, as propostas foram analisadas tendo em consideração
horizonte temporal, a carteira firma de encomendas e o rácio exportações/ vendas. Ambos
consideram um horizonte temporal mínimo de 17 anos. Relativamente ao segundo factor, e em
termos de BAFO, a Ventinveste propôs uma contratação de uma carteira firma de encomendas
durante o prazo de 4,1 anos e a ENEOP durante um prazo de 9 anos. Relativamente ao terceiro
factor, apesar de nenhum destes dois concorrentes ter atingido 60% de rácio na proposta inicial,
este valor foi por ambos ultrapassado na BAFO. As pontuações obtidas para a Ventinveste e a
ENEOP foram, respectivamente, 83,1 e 100 pontos.
Relativamente aos vínculos contratuais, o consórcio Ventinveste mostrou um elevado grau de
vinculação e concretização quanto ao projecto Industrial, elevado grau de vinculação dos
fornecedores integrados no cluster industrial, um grau médio quanto à vinculação da estrutura
societária, um elevado grau relativamente à solidez e concretização dos financiamentos e também
um elevado grau de concretização e vinculação no que concerne à transferência de tecnologia. O
consórcio Eólicas de Portugal apresenta grau elevado em todas as vertentes referidas, contudo,
evidenciou uma pequena parcela do investimento indirecto que não se encontra integralmente
contratualizada pelo respectivo promotor. Pelos motivos referidos, o júri pontuou os consórcios
Ventinveste e ENEOP, respectivamente, com 90 e 95 pontos.
Após a etapa de negociações, o agrupamento Eólicas de Portugal (ENEOP) foi quem saiu vencedor
da primeira fase do concurso e celebrou o contrato com a DGEG em 27 de Outubro de 2006, por um
prazo mínimo de 17 anos (vida útil mínima do Projecto Industrial). Uma vez que a proposta
apresentada pelo consórcio liderado pela EDP apresentou qualidade e solidez contratual, foi digna de
“mérito excepcional” e a potência adjudicada não foi apenas de 800 MW como seria se fosse
vencedora com uma proposta normal, mas sim de 1000 MW. A somar ao valor da potência total
adjudicada, o consórcio teve direito a mais 200 MW que são resultado de 20% de sobre-equipamento
por cada parque eólico a construir, o que perfaz um total de cerca de 1200 MW de capacidade eólica
a instalar.
Junta-se no anexo B.2 as obrigações específicas da sociedade promotora (ENEOP), que estão
dispostas no contrato.
47
5. RISCOS
5.1. O Risco nas Parcerias Público-Privadas
Como já referido no capítulo 2, o risco em parcerias público-privadas é um factor da maior
importância e é essencial que seja bem gerido, para alcançar o sucesso nesta modalidade de
contratação pública. A gestão do risco engloba as etapas apresentadas na figura 5.1:
Figura 5.1: Gestão do Risco
A distribuição de responsabilidades e de riscos entre o parceiro privado e o parceiro público é uma
questão de grande relevância para uma PPP. Para além do parceiro privado estar encarregue das
responsabilidades das fracções mais importantes da operação, tal não implica necessariamente que
este assuma todos os riscos. Com este modelo de contratação pública, pretende-se que cada
parceiro faça aquilo para que está melhor vocacionado e preparado, no sentido de certificar que os
serviços e as infra-estruturas sejam assegurados da forma mais eficiente possível.
Segundo Grimsey e Lewis (2002) existem pelo menos os seguintes riscos associados a qualquer
projecto de uma infra-estrutura:
Riscos Técnicos que envolvem as falhas de engenharia e de desenho;
Riscos de Construção, devido a falhas técnicas, atrasos na construção e consequentes custos
acrescidos;
Riscos Operacionais, devido a elevados custos de operação e manutenção;
Riscos de Procura, associados com o consumo em excesso ou em défice;
Riscos Financeiros decorrentes de alterações de taxas de juro, taxas de câmbio ou taxas de
inflação;
Riscos Políticos resultantes da possível oposição política ao projecto ou de eventuais
alterações legislativas;
Riscos Ambientais devidos a impactes ambientais;
Força maior que provém de factores que saem do controlo do prestador de serviço (como por
exemplo, referem-se serviços inacessíveis devido a catástrofes naturais, vandalismo e actos de
guerra);
Falhas de Projecto, devido à falha do projecto resultante da combinação de qualquer uma das
situações atrás referidas.
48
Sendo as PPP uma modalidade de contratação pública extremamente complexa, para uma
distribuição rigorosa e equilibrada dos riscos entre cada parceiro, é essencial que seja feita uma
análise cuidada e eficiente caso a caso. O nível óptimo de transferência é caracterizado por uma
situação de “win-win” onde, tanto o parceiro público como o parceiro privado maximizam/optimizam o
seu retorno relativamente aos custos assumidos. Contudo, é certo que na grande parte dos casos, os
riscos associados ao projecto são alocados maioritariamente ao sector privado, mas há que ter
presente que o sector público não deixa de ter uma parte de responsabilidade, mais ou menos
significativa, pela provisão do serviço e pela satisfação da necessidade colectiva adjacente (Cabral,
2008). Os riscos poderão ser alocados apenas a uma só das partes intervenientes na parceria, ou
partilhados entre ambos. Na figura 5.2 apresenta-se um exemplo de alocação dos riscos de um
projecto PPP:
Figura 5.2: Exemplo de alocação de riscos em PPP (Fonte: Marques, 2009)
A transferência de riscos do Estado para o parceiro privado terá de ter sempre em atenção alguns
aspectos como:
O Estado não deve transferir para o privado riscos que estão sob o seu controlo, não devendo
também assumir riscos que não esteja em condições de controlar;
Deverá sempre assegurar-se que, em caso de transferência de riscos para o sector privado, que
o benefício público de tal transferência supera o agravamento de custos que irá ocorrer;
Para uma melhor análise da viabilidade técnica e financeira dos projectos, revela-se importante que
seja criada uma matriz de riscos, permitindo uma melhor identificação, avaliação, alocação e
mitigação dos riscos, sintetizando os resultados obtidos. Assim, para cada risco identificado, far-se-á
uma distribuição probabilística da ocorrência desse risco, quer a afectar apenas o parceiro público ou
somente o parceiro privado, quer ainda a partilha entre os dois sectores. A correspondente alocação
49
dos riscos será feita em presença dos resultados obtidos. Independentemente de a quem é alocado o
risco, deve procurar-se sempre a sua mitigação.
O facto de o parceiro privado estar encarregue tanto da construção como da manutenção da infra-
estrutura em regime PPP, faz com que haja, da sua parte, uma maior preocupação no controlo dos
riscos relativamente à qualidade do serviço prestado, recorrendo a processos de construção
duradoura e de qualidade, já que na fase de operação do activo, é quem suportará os custos de
conservação e manutenção. A transferência de riscos para o privado acarreta, em geral, aumentos no
custo do projecto, associados ao prémio de risco. No entanto, este aspecto traduz-se numa vantagem
relativamente ao processo tradicional, em que só a responsabilidade da construção é, por regra,
transferida para o parceiro privado, arcando o Estado com a responsabilidade da conservação e
manutenção, não havendo incentivo para o privado desenvolver uma construção de qualidade.
Para a análise do risco poderão ser utilizadas técnicas qualitativas ou técnicas quantitativas,
nomeadamente o cálculo do comparador do sector público (PSC), apresentando, no entanto,
dificuldades na medição dos riscos, seja porque o conceito de risco é muito subjectivo, seja pela
inexistência de uma base de dados credível.
A identificação das estratégias de mitigação de riscos permite o desenvolvimento de planos de custos
mais realistas e a utilização da forma contratual mais adequada. Após a correcta distribuição dos
riscos, espera-se que estes sejam bem geridos, minimizando assim, quer o risco, quer o custo global
do projecto.
5.2. O Risco em Projectos de Energias Renováveis
O risco em projectos de investimento em energias renováveis pode ser descrito como o impacte
negativo que os acontecimentos futuros imprevistos poderão causar sobre o valor financeiro de um
projecto ou investimento. Um dos principais problemas no desenvolvimento de projectos de energias
renováveis é exactamente como os eventos futuros afectam o valor do projecto e quais os riscos
envolvidos para o investimento previsto.
5.2.1 Principais Riscos envolvidos em Projectos de Energias Renováveis
Segundo Cleijne e Ruijgrok (2004), quando se trata de riscos de investimento para projectos de
energia renovável, existem três categorias de risco que parecem desempenhar um papel dominante:
Riscos Regulatórios – relacionados com possíveis mudanças no apoio financeiro para as
energias renováveis, devido a mudanças das políticas do Governo, durante toda a fase de
desenvolvimento do projecto;
Riscos Operacionais e de Mercado – relativos ao aumento dos custos na fase de operação ou
na aquisição de matérias-primas, como no caso da Biomassa;
50
Riscos Tecnológicos – decorrentes do mau funcionamento da tecnologia utilizada. Este risco
pode ser acrescido nos casos em que a maturidade da tecnologia da energia renovável em
questão esteja ainda numa fase inicial.
Apesar de um dos principais objectivos de um projecto de energia eólica ser assegurar a sua
viabilidade financeira, existem outros riscos envolvidos que não podem ser resolvidos apenas com a
adopção de ferramentas habitualmente utilizadas na monitorização dos riscos financeiros.
Existem várias fontes de risco em todas as fases de um projecto. Os riscos de projecto englobam os
seguintes:
Desenvolvimento e construção do projecto;
Operação e manutenção;
Riscos financeiros;
Força maior.
As fases de desenvolvimento e de construção de um projecto de energia renovável envolvem
grandes riscos. Na maioria das situações, os riscos para o privado têm sido assegurados por
contratos “Chave-na-Mão” e por outros tipos de modalidade de contratação pública, onde estão
estabelecidas multas contratuais para incumprimentos de prazos e falhas de níveis de desempenho
pré-acordados. No caso de um parque eólico off-shore, não é óbvio quem deve assegurar os riscos
associados. Em vez de utilizar os contratos atrás referidos, pondera-se a possibilidade da existência
de novos tipos de contratos em que cada parte interveniente na parceria assuma os seus próprios
riscos, mas interligados entre si por uma forte relação contratual (Cleijne e Ruijgrok, 2004).
A avaliação dos riscos na fase de operação e manutenção é fundamental, dado que afecta a
viabilidade do projecto em todo o seu ciclo de vida e determina o nível de retorno de investimento
para as partes envolvidas. Os critérios de qualidade e desempenho deverão ser bem definidos em
toda a fase do processo, devendo os riscos associados ser imputados ao adjudicatário, o qual é
responsável pela manutenção da instalação durante o período de garantia. Antes do início dos
trabalhos, o adjudicatário obriga-se a entregar uma garantia bancária a favor do adjudicante no valor
previamente estabelecido em contrato, a qual só poderá ser levantada após o referido período. No
sector eólico, os fabricantes têm vindo a oferecer contratos de serviços completos de manutenção
para o primeiro período de funcionamento da instalação, e também para o período de 5 a 10 anos por
facilidade de negociação com os bancos.
Como é de esperar, o principal risco de um projecto é o risco financeiro. Este risco prende-se
essencialmente com a capacidade de serem geradas as receitas previstas em determinadas datas,
para poder fazer face às correspondentes obrigações financeiras. É essencial que em projectos desta
natureza, seja feita uma avaliação detalhada de todas as autorizações e consentimentos necessários
à viabilidade do projecto, de modo a não correr o risco de avançar sem as garantias necessárias para
a sua conclusão. A adequada avaliação dos recursos do vento pode diminuir consideravelmente a
51
incerteza do rendimento da energia eólica, dando maior confiança aos investidores e entidades
financiadoras, reduzindo o risco de baixo desempenho.
O problema do financiamento no sector das energias renováveis, é um ponto bastante importante no
desenvolvimento destes projectos, pois diz respeito à forma como o recurso é quantificável, em
termos de preço no mercado, em comparação com a energia gerada através de combustíveis fósseis.
Os modelos de preços do mercado convencional não reflectem as externalidades ambientais,
incluindo as emissões de CO2 produzidas a partir da geração de energia via combustíveis fósseis. Da
mesma forma, os benefícios do desenvolvimento sustentável e ambientais associados aos projectos
de energia renovável não se reflectem no preço da energia renovável vendida aos consumidores. É
de salientar que apenas politicas de longo-prazo poderão alterar o padrão de investimento comercial,
investindo especialmente em fontes de energia limpa em detrimento das energias convencionais.
5.2.2 Risco em projectos de ER na óptica dos Stakeholders
É possível desenvolver uma medida quantitativa do risco envolvido no desenvolvimento de um
projecto, apesar de se tratar de matéria algo subjectiva no que toca às decisões tomadas por pessoas
que têm a sua própria percepção do risco. Segundo Cleijne e Ruijgrok (2004), foi efectuada uma
pesquisa a um grupo superior a 650 stakeholders 19
envolvidos em projectos de investimento em
energias renováveis na UE, de modo a obter os seus pontos de vista relativamente a riscos e
barreiras associados. Nesta pesquisa pôde-se aferir quais os recursos renováveis mais ou menos
sujeitos a riscos, destacando-se largamente o vento e a biomassa relativamente às outras fontes,
conforme se evidencia na figura 5.3.
Figura 5.3: Recursos de Energia Renovável mais sujeitas a Risco (Fonte: adaptado Cleijne e Ruijgrok, 2004)
O resultado da pesquisa demonstra também que os maiores riscos afectos a investimentos em
projectos de energia renovável são fundamentalmente os associados aos riscos regulatórios e
políticos de apoio financeiro às fontes de energia renovável (FER), disponibilidade de recursos e à
tecnologia de equipamentos e planeamento. Este resultado encontra-se resumido na figura 5.4,
19
Por stakeholders entende-se todas as partes (interessadas) envolvidas nos projectos.
52
atendendo a dois parâmetros, a saber: frequência do tipo de risco e atribuição do valor do risco numa
escala de zero a dez.
Figura 5.4: Ranking dos riscos que afectam os investimentos em energias renováveis na Europa (a) frequência dos riscos; b) média de importância atribuída aos riscos na escala 0-10) (Fonte: adaptado de Cleijne
e Ruijgrok, 2004)
Outra pesquisa realizada no mesmo âmbito (Ragwitz, et al, 2007), visou classificar estratégias de
mitigação dos riscos de acordo com a sua importância (1 – alta; 8 – muito baixa). De acordo com o
exposto na figura 5.5, a cuidadosa selecção dos projectos parece ser a mais importante. É de referir
que tanto as exigências quanto ao retorno de investimento como os contratos de longo prazo não
constituem opções relevantes para sistemas que utilizem sistemas de preço fixo (tarifas feed-in).
Figura 5.5: Classificação das estratégias de mitigação de risco (Fonte: adaptado de Ragwitz, et al, 2007)
De um modo sintetizado destacam-se no quadro 5.1 os riscos mais representativos de cada uma das
energias renováveis e as respectivas estratégias de gestão:
53
Quadro 5.1: Riscos Chave associados a projectos de Energias Renováveis (Fonte: adaptado de UNEP, 2008)
Tipo de Energia Renovável
Principais Riscos Considerações sobre gestão dos
Riscos
Geotérmica
Risco de grandes despesas de perfuração Risco de exploração
20 (e.g. temperaturas
inesperadas e explosões) Falhas de componentes críticas (e.g. avaria de
bombas) Longos tempos de espera (e.g. permissão de
planeamento)
Falta de experiência dos operadores Variedade da tecnologia consoante a
localização Falta de dados acerca da disponibilidade dos
recursos Dificuldade de aprovação do planeamento Falta de aprovação de “tecnologias de
simulação”21
que permitam reduzir o risco de exploração
Fotovoltaica
Avaria de componentes (e.g. curto-circuito) Risco de equipamento exposto a intempéries Roubo / vandalismo
Disponibilidade de garantia de execução (e.g. por mais de 25 anos)
Utilização de componentes normalizadas de fácil substituição
Negligência na manutenção
Solar Térmica
Riscos de protótipo e de tecnologia proporcionais ao tamanho do projecto e combinados com outros tipos de tecnologia de energia renovável (e.g. torres solares)
Negligência na manutenção
Pequenas Hídricas
Inundações Variabilidade sazonal/anual do recurso hídrico Avarias prolongadas devido a controlo
externo (elevado tempo de resposta) e falta de peças suplentes
Tecnologias de longo prazo com baixos riscos operacionais e reduzidas despesas de manutenção
Energia Eólica
Longos períodos na obtenção de licenças (e.g. licença de construção)
Elevados custos iniciais (e.g. custos de construção)
Falhas de componentes críticas (e.g. peças do aerogerador)
Variabilidade do recurso eólico Difícil ligação de cabos em eólicas off-shore Dificuldade de intervenção em operação de
manutenção correctiva de emergência em
parques eólicos off-shore.22
Novos modelos de turbinas Garantias de fabricação por parte dos
fabricantes dos componentes Dados acerca do recurso eólico Controlo de perdas (e.g. difícil combate a
incêndio numa eólica off-shore devido à sua localização)
Desenvolvimento de um manual de boas práticas
Biomassa
Disponibilidade/ variabilidade do fornecimento de combustível
Variabilidade dos preços dos recursos Obrigações ambientais associadas à
movimentação e armazenagem de combustível
Contratos de longo prazo podem resolver o problema dos recursos
Custos de movimentação de combustível Controlo de emissões
Energias das Ondas / Marés
Sobrevivência em ambientes marinhos agressivos (sistemas de amarração)
Riscos de protótipo e de tecnologia Projectos de pequena escala com longos
prazos
Protótipos e projectos de demonstração tecnológica
Dados acerca da medição de recursos
20
Probabilidade de sucesso na obtenção de níveis (economicamente viáveis) mínimos de produção de água
termal (vazões mínimas) e temperaturas de reservatório. 21
Tecnologias de simulação dizem respeito a tentativas de melhoria de produtividade ou de recuperar a perda
de produtividade de poços geotérmicos através de várias técnicas, entre as quais, produtos químicos e explosivos de simulação. 22
Para além dos pontos referidos, considera-se este também de grande importância.
54
De todas as energias renováveis apresentadas, apenas se analisará os riscos associados à energia
eólica, por se tratar do recurso que mais riscos envolve e também por ser o tema principal da
presente dissertação.
No que se refere à eólica off-shore, as tecnologias ainda se encontram em fase de desenvolvimento,
pelo que este recurso, para além de ter grande potencial, ainda se encontra um pouco limitado. O
facto de as turbinas off-shore apresentarem tamanhos bastante maiores em comparação com as on-
shore e também o facto de haver pouca experiência logística tanto na instalação como na operação e
manutenção (O&M) dos parques off-shore, faz com que os agentes financeiros exijam fortes apoios
financeiros por parte dos investidores do projecto. Dado isto, tanto os riscos de construção como os
riscos tecnológicos devem ser suportados pelo adjudicatário do projecto. As economias de escala
parecem conduzir o sector eólico off-shore para projectos de grande escala. Isto refere-se
essencialmente à fabricação de novas turbinas, logística de instalação e operação e manutenção e
ligação à rede eléctrica.
Quanto à energia eólica on-shore, a sua proliferação tem sido acompanhada pelo aumento da
confiança nos investidores dos projectos e nas tecnologias. O maior risco de desenvolvimento de
energia eólica on-shore é o associado à fase de planeamento, pois o pedido de aprovação financeira
é, em muitos casos, a primeira barreira a ultrapassar. Embora as tecnologias para obter uma
estimativa do recurso “vento” sejam já bastante desenvolvidas, este recurso continua a representar a
maior fonte de risco financeiro. Como maiores fontes de incerteza de recurso eólico apontam-se a
falta de dados de referência confiáveis que permitam estimar o recurso eólico a longo prazo, a
modelação do terreno (plana ou montanhosa) e as variações anuais na produção de energia devido a
bons e maus anos de vento.
Em locais planos, é possível realizar uma estimativa do recurso eólico a partir, tanto de medições
meteorológicas, como de comparações com parques eólicos semelhantes nas imediações. Nos locais
com terrenos mais montanhosos, devido à sua complexidade em estimar o recurso eólico, é
indispensável que sejam efectuadas medições de velocidade do vento com maior precisão e durante
um horizonte temporal de no mínimo 6 meses (preferencialmente 1 ano).
A incerteza na previsão de rendimento de energia eólica varia de 8 a 10% para estimativas mais
precisas e de 20 a 30% em circunstâncias difíceis, a qual é certamente tida em consideração pelos
agentes financeiros (Cleijne e Ruijgrok, 2004).
5.3. A Partilha de Riscos analisada no Contrato Eólico
Como já mencionado, a gestão dos riscos é uma análise essencial a ter em conta a montante da
escolha do modelo de contratação mais adequado. Embora o contrato eólico analisado não disponha
de uma matriz de riscos nem de um estudo discriminado de todos os riscos passíveis de acontecer
num projecto eólico, procurou-se da melhor maneira identificá-los, avaliá-los e imputá-los ao parceiro
que melhor os gere. Os riscos identificados como mais relevantes de um projecto eólico são
apresentados no quadro 5.2.
55
Quadro 5.2: Principais riscos na exploração de um parque eólico
Tipo de Risco Descrição dos Riscos
Planeamento e Concepção
Definição dos outputs do projecto Adequação dos projectos de construção às especificidades definidas na concepção
Construção
Atrasos na entrada em funcionamento do parque eólico Risco de falha dos recursos endógenos Incerteza quanto às condições geológicas e ambientais Danos no equipamento durante o funcionamento ou durante a instalação (lacunas na qualidade) Acessibilidades à zona de construção Dificuldade de fornecimento do material
Segurança Acidentes durante as fases de construção e operação
Risco de Ligação
Risco de não geração da potência pré-acordada Perda do direito à potência não disponibilizada
Acessibilidade Risco de danificação de vias existentes Risco de ocupação de propriedades particulares
Licenças e Expropriações
Aceitação de expropriações Obtenção de licenças de construção e de exploração
Ambientais
Problemas ambientais imprevistos Obtenção das DIA, em caso de necessidade Localização dos parques eólicos em rotas migratórias (barreiras a certas espécies de aves e
risco de morte)
Operação e Manutenção
Incerteza da disponibilidade do vento (perdas causadas pela intermitência do vento, falhas de rendimento)
Estado das instalações Fiabilidade do sistema Disponibilidade do equipamento Incerteza sobre a qualidade dos serviços de manutenção Risco de disponibilidade das infra-estruturas Risco de colisão de algumas espécies com os aerogeradores
Risco Tecnológico
Incerteza sobre as tecnologias utilizadas Obsolescência dos equipamentos
Risco de Performance
Incerteza quanto à qualidade do serviço prestado na manutenção Crescente exigência na qualidade de serviço
Procura e Concorrência
Localização e deslocalização de empreendimentos Ameaça de entrada de novos concorrentes no mercado
Risco Financeiro
Risco de insolvência dos financiadores Incerteza acerca do crescimento da inflação Evolução dos encargos financeiros Alteração das condições dos tarifários pelas entidades reguladoras
Risco Legal Probabilidade de nova legislação com impacte na estrutura de custos Regulamentação mais exigente
Força Maior Catástrofes naturais, vandalismo, guerra, epidemias
5.3.1 Riscos de Planeamento e Concepção
A decisão de lançar a concurso teve como base a concretização da política energética definida pelo
Governo ao nível das energias renováveis. A Direcção-geral de Energia e Geologia (DGEG) foi a
entidade responsabilizadora de assegurar este plano, dado que representa o serviço central do
Ministério da Economia e da Inovação.
São da responsabilidade da entidade adjudicante (DGEG), os riscos associados ao planeamento do
projecto, sendo esta quem define a localização das Zonas de Rede (pontos de recepção) e respectiva
atribuição de capacidade de injecção de potências associadas, atendendo aos planos de expansão
56
da REN. De acordo com o estipulado no ponto 2 da Cláusula 6ª., ”a disponibilização de capacidade
de injecção de potência nas Zonas de Rede terá lugar em função da efectivação dos planos de
expansão da REN nas Zonas de Rede (…) não tendo a DGEG (…) conhecimento de qualquer
elemento que possa prejudicar a compatibilidade daqueles planos com o objectivo de concretização
do Cronograma de Execução (…) para a entrada em exploração dos Parques Eólicos”.
Poderá, no decurso da execução do projecto, surgir a necessidade de poderem vir a ser
estabelecidos novos pontos de ligação à Rede, estando esta possibilidade prevista no contrato: “a
localização dos Pontos de Recepção associados à potência atribuída poderá ser revista, mediante
acordo entre as Partes, tendo em vista a minimização de impactes negativos e a optimização dos
investimentos associados à execução dos Parques Eólicos e a sua interligação à rede eléctrica
receptora”.
5.3.2 Riscos de construção
No contrato analisado, o adjudicatário (ENEOP) compromete-se ao cumprimento das obrigações
referentes à construção dos Parques Eólicos, do Projecto Industrial e das Unidades Industriais
Acessórias, garantindo os correspondentes investimentos, estando definidas penalidades para
eventuais incumprimentos associados. Estes incumprimentos referem-se à falta de compromissos
assumidos pela Sociedade Promotora e dizem respeito fundamentalmente a atrasos no cumprimento
das datas-chave no cronograma de execução do contrato. Estas datas-chave referem-se a datas de
requerimento várias, relacionadas com cada Parque Eólico, cada Unidade Industrial e a cada
Unidade Industrial Acessória, e às datas limite para a criação dos Postos de Trabalho, Postos de
Trabalho Induzido e para a implementação da Gestão Técnica do Sistema.
Adicionalmente, a um processo de construção está associado um plano de investimento, pelo que
atrasos na construção, acarretam obrigatoriamente incumprimentos no referido plano. A assumpção
dos riscos associados a esta fase é da inteira responsabilidade da Sociedade Promotora.
5.3.3 Risco de Ligação
A ligação entre a subestação do parque eólico e a rede pública é, em geral, da responsabilidade do
adjudicatário, contudo, tudo depende da negociação efectuada entre a entidade adjudicante e a
entidade adjudicatária. Por vezes, a entidade de transporte de energia, chama a si o processo de
construção da linha, imputando o seu custo à entidade que explora o parque. 23
A linha de ligação entre o parque e a rede pública é, em algumas situações, de custo reduzido face
ao investimento global, devido à curta distância ou a outros factores, no entanto, em geral trata-se de
um investimento avultado que pode representar cerca de 30% do valor do BOP (Balance of Plant24
).
23
Na maioria das situações, a entidade de transporte de energia considerada é a REN (Rede Eléctrica
Nacional), podendo, eventualmente em alguns casos, tratar-se da EDP Distribuição. 24
É usual utilizar a expressão Balance of Plant (BOP), no caso do sector eólico, para denominar as
infraestruturas do parque.
57
A potência a injectar na rede pública é limitada a priori, pela entidade com poder para concessão de
licenças e depende da capacidade de cada Parque (espaço físico, número de aerogeradores e
licença obtida).
Em geral, a entidade exploradora compromete-se a gerar “X” potência e a vendê-la por uma valor
“Y/MW”. Este contrato, prevê um desconto de 5% à remuneração da energia eléctrica produzida nos
parques eólicos, de acordo com o tarifário que se encontre em vigor à data da emissão da licença de
exploração dos Parques Eólicos. A ENEOP toma a responsabilidade pelo risco afecto a esta
actividade, comprometendo-se a tomar as medidas necessárias para garantir que a Sociedade
Promotora dos Parques Eólicos cumpra o estipulado. O risco de não conseguir gerar os valores pré-
acordados de potência está normalmente ligado a penalidades, embora dependa das condições em
que o concurso às licenças foi lançado. Nas condições do contrato analisado, estas são bem visíveis:
“A ENEOP reconhece que o incumprimento (…) poderá levar à rescisão do Contrato (…) e poderá
impedir a atribuição de capacidade de injecção de potência na rede do sistema eléctrico de serviço
público (…) e o consequente licenciamento do Parque Eólico em causa”. Acrescenta-se ainda, como
atesta a cláusula 6.ª que no caso de “a capacidade de injecção de potência prevista não poder ser
disponibilizada até 31 de Dezembro de 2013, verificar-se-á a perda do direito relativamente à
potência não disponibilizada até essa data, sem que tal constitua a ENEOP (…) no direito de ser
indemnizados ou compensados pela sua não atribuição ”.
Em última análise, prevê-se que o risco do Estado (entidade adjudicante) seja praticamente nulo, pois
sendo a energia eólica uma energia de ponta no diagrama de cargas, é pouco expectável que a
entidade adjudicante faça depender o abastecimento de um local apenas da geração eólica. Conclui-
se portanto, que os riscos de ligação são maioritariamente alocados ao parceiro privado (ENEOP).
5.3.4 Acessibilidade
Grande relevância assume o cuidado a ter na escolha dos acessos que irão permitir o transporte de
cargas pesadas e de grandes dimensões, como sendo os componentes dos aerogeradores. Este
assunto assume igual importância em qualquer fase da vida do projecto, desde a construção à
exploração, na medida em que o referido transporte respeita quer à própria instalação do
equipamento, quer à sua eventual substituição, em caso de avaria. Para o efeito, há que garantir a
manutenção da acessibilidade, durante todo o período previsto para o funcionamento da instalação.
Associado ao transporte destas cargas pesadas, está o risco de se danificar o pavimento dos
acessos existentes, pela actuação de sobrecargas, cabendo ao adjudicatário garantir a reposição das
condições iniciais, sempre que estas fiquem deterioradas.
Poderá ainda correr-se o risco de ocupação de áreas que excedam as estritamente afectas aos
pavimentos dos acessos, podendo porventura vir a ocupar-se parte de terrenos privados, devendo
também nestes casos, o adjudicatário garantir as autorizações da parte dos donos das propriedades
particulares que estejam previstas ocupar para o efeito do transporte, e respectiva reposição de
condições iniciais sempre que estas vierem a ser afectadas.
58
5.3.5 Licenças, Expropriação
No que se refere às licenças necessárias à construção (Licenças de Autorização de
Instalação/Licenças de Obras) e à exploração (Licenças de Exploração Industrial/Licenças de
Utilização), compete ao adjudicatário assumir todas as responsabilidades pelas suas emissões.
Como refere o contrato: “compete à ENEOP (…) requerer, custear e diligenciar na obtenção de todas
as licenças e autorizações necessárias à construção e exploração dos Parques Eólicos e das
Unidades Industriais bem como ao exercício das actividades a que se encontra obrigada”.
É obrigação do adjudicatário garantir a posse dos títulos de propriedade ou vínculos obrigacionais
escritos que garantam disponibilidade dos terrenos para os fins previstos no concurso, na fase de
apresentação de propostas. As licenças de obra emitidas para a construção de centrais eólicas são
emitidas pelas respectivas câmaras municipais, não dispensando licenças e aprovações de outras
entidades competentes como, por exemplo, de um parque natural.
5.3.6 Risco Ambiental
De acordo com o Decreto-Lei n.º 197/2005, de 8 de Novembro, prevê-se que o aproveitamento de
energia eólica para produção de electricidade, em parques eólicos com um número de torres superior
a vinte (caso geral) ou a dez (áreas sensíveis) ou localizados a uma distância inferior a 2 km de
outros parques similares, sejam sujeitos a uma Avaliação de Impacte Ambiental (AIA) e
consequentemente de uma Declaração de Impacte Ambiental (DIA).
Um aspecto importante a ter em consideração é a localização dos parques eólicos. A sua localização
tem que ser precedida de um estudo que avalie se a sua implantação se insere em áreas protegidas
ou rotas migratórias. Embora não esteja disposto no contrato, é espectável que maioritariamente o
risco ambiental seja suportando pelo privado, dado que é este quem elege os locais de implantação
dos parques eólicos. No entanto, dado a imposição da localização dos pontos de ligação à Rede
serem definidos pelo público, é natural que a própria escolha dos locais fique por eles condicionada,
originando a que uma parte do risco possa, em alguns casos, ser alocada ao sector público.
5.3.7 Risco de Operação e Manutenção
A ENEOP “terá como objecto social exclusivo a construção e exploração do Projecto Industrial e dos
Parques Eólicos”, sendo da sua inteira responsabilidade os riscos associados a estas fases do
processo.
É da responsabilidade da ENEOP “assegurar mediante recurso a dois Centros de Controlo,
Despacho e Supervisão, (…) a gestão técnica dos agrupamentos dos parques eólicos”. O
adjudicatário é ainda detentor de soluções técnicas que permitem assegurar a capacidade de gestão
dos agrupamentos dos Parques Eólicos, como seja soluções de monitorização e controlo, soluções
metodológicas para a gestão dos parques incluindo previsão da energia eólica, forma de gestão de
produção de potência reactiva e formas de gestão de interrupção de serviço.
59
5.3.8 Risco Tecnológico
Aos riscos tecnológicos estão associadas situações em que haja incertezas sobre a tecnologia
utilizada no parque eólico. Sendo o sector eólico já bastante desenvolvido relativamente a outro tipo
de energias renováveis, tal não significa que todas as tecnologias estejam já em fase de grande
maturidade. Existe sempre o risco associado à obsolescência dos equipamentos e à falha de
componentes críticas nos parques eólicos, por exemplo, falhas em peças dos aerogeradores que
fazem com que se interrompa o processo e consequentemente acabem por provocar atrasos no
desenvolvimento do projecto.
Poderá, para efeitos de melhoria de eficiência operacional, surgir a necessidade de reestruturar o
processo de operação pela eventual introdução de nova tecnologia, o que se traduzirá num risco
tecnológico que será apenas suportado pelo adjudicatário. O contrato refere que “a ENEOP garante a
transferência de tecnologia necessária para que as Unidades Industriais desenvolvam as suas
actividades em condições óptimas de laboração e actualização tecnológica”. Está também estipulado
que, caso haja necessidade de actualização tecnológica ou a evolução do mercado o justifique, o
adjudicatário poderá apresentar à DGGE os planos que pretenda promover na dependência do
contrato e que impliquem a realização de novos investimentos no Projecto Industrial ou a substituição
dos investimentos previstos.
Um exemplo bem visível no contrato é a criação de dois Centros de Controlo, Despacho e Supervisão
que visam a “gestão técnica dos Agrupamentos de Parques Eólicos a construir”. Paralelamente e com
recurso aos centros de despacho, a ENEOP obriga-se ainda a executar as “funções de supervisão,
comando e controlo e a análise estatística dos parâmetros de exploração dando resposta a diferentes
solicitações externas de controlo de modo a assegurar a gestão técnica da globalidade dos Parques
Eólicos”.
5.3.9 Risco de Performance
Os riscos de performance estão associados à crescente exigência da qualidade de serviço e à
incerteza quanto à qualidade de serviço prestado na manutenção. Uma vez que a construção e a
exploração de todo o empreendimento são da responsabilidade do adjudicatário, todo risco associado
à performance também lhe será alocado.
Para a execução do Projecto Industrial e do Projecto Eólico, o contrato prevê a elaboração de um
Cronograma detalhado de Execução dos diversos compromissos assumidos pelo adjudicatário, onde
se encontram estipuladas todas as datas-chave do contrato e referidas as penalidades em caso de
atraso no seu cumprimento.
É da responsabilidade do adjudicatário instalar, relativamente aos Parques Eólicos, sistemas de
conversão de energia eólica com capacidade para permanecerem em operação, perante cavas de
tensão resultantes de defeitos na rede e capacidade para fornecer, durante as cavas de tensão,
potência reactiva, proporcionando suporte para a tensão na Rede de uma forma adequada.
60
5.3.10 Risco de Procura e Concorrência
Aspecto que claramente constitui um factor concorrencial presente no contrato, é a não obrigação de
venda da energia produzida nos parques eólicos, sob a tarifa regulada e com o desconto de 5%, por
parte da ENEOP à rede pública. Como refere o n.º 5 da Cláusula 16.ª, “o disposto na presente
cláusula não prejudica a possibilidade de a electricidade produzida nos Parques Eólicos a construir e
a explorar em execução deste contrato ser remunerada em regime de mercado nos termos e
condições legalmente fixados”. Ainda falando do aspecto da remuneração da energia eléctrica
produzida nos parques eólicos, há que dar especial atenção ao período fixo de regulação das tarifas
(15 anos) em que é garantida a venda de toda a energia produzida. A questão que se coloca é “o que
irá acontecer após os 15 anos de garantia?”. A resposta a esta pergunta baseia-se nas perspectivas
futuras de que as tarifas irão tender a baixar até atingir o preço de mercado, o que, em termos
concorrenciais pode representar um risco bastante elevado para o promotor dos parques.
Outro aspecto patente no contrato, é a “contratação de uma Carteira Firme de Encomendas durante o
prazo de 9 anos a contar da data de Entrada em Exploração do Projecto Industrial”, para o Projecto
Industrial, por parte da ENEOP. Este aspecto constitui um risco para o adjudicatário na medida em
que, não estando garantida a exclusividade por todo o período de vida útil do projecto industrial
(mínimo de 17 anos), abre espaço à entrada da concorrência.
5.3.11 Risco Financeiro
O financiamento necessário ao desenvolvimento de todas as actividades é da responsabilidade do
adjudicatário. Como refere a Cláusula 32.ª, “A ENEOP e as Sociedades Instrumentais no que se
refere às obrigações que se encontrem a seu cargo são os únicos responsáveis, de forma solidária,
pela obtenção do financiamento necessário ao desenvolvimento de todas as actividades que integram
o objecto do presente contrato”. O cumprimento das obrigações assumidas no contrato pela ENEOP
é assegurado “através de garantia bancária autónoma” no valor de 10% do valor do investimento
directo25
e através de “fianças emitidas pelas Sociedades [EDP, LUSENERG, ECYR-ENDESA,
SONAE, ENERCON]”. “A DGGE poderá utilizar a garantia bancária ou as fianças sempre que existem
qualquer situação de incumprimento do contrato e em especial, sempre que, sendo a ENEOP
devedora de multa contratuais, as não pagar no prazo devido”.
Outro risco assumido pelo adjudicatário é a alteração das condições dos tarifários pelas entidades
reguladoras. Este aspecto, melhor detalhado na a) do ponto 4.5.1 (Sistema de remuneração), aponta
para que após o período de 15 anos, as tarifas deixam de ser reguladas, passando a convergir para o
preço de mercado, o que a nível financeiro, pode criar grandes danos.
25
Investimento a realizar pela Sociedade Promotora (ENEOP) e/ou respectivas Sociedades Instrumentais no
Projecto Industrial.
61
5.3.12 Força Maior
O risco de força maior é assumido por ambas as partes envolvidas no projecto, pois nenhuma delas é
responsável pelo “não cumprimento de qualquer das obrigações por elas assumidas no presente
Contrato se demonstrarem que essa foi causada por um impedimento externo, insusceptível de ser
por ela controlado e que não poderia ter sito razoavelmente levado em conta antecipadamente na
data de celebração deste contrato ou cujos efeitos não poderiam ter sido razoavelmente evitados ou
ultrapassados”. Em complemento, o contrato refere ainda que se houver lugar a incumprimentos das
obrigações de qualquer uma das Partes, devido a falta cometida por terceiros e aos quais tenham de
recorrer para cumprir essas obrigações, a Parte em causa apenas fica liberta de responsabilidade se
não lhe puderem ser atribuídas, de forma nenhuma, nem a si nem ao terceiro, as causas da
responsabilidade. Esta exoneração de responsabilidade durará apenas enquanto se mantiver o
impedimento em causa.
A ocorrência destas situações de força maior, acarreta inevitáveis prejuízos não contabilizados no
plano financeiro do projecto, conduzindo obrigatoriamente à reposição do seu equilíbrio, tendo em
vista minimizar os correspondentes impactes negativos e optimizar os investimentos previstos no
contrato.
5.3.13 Matriz síntese de alocação de riscos
Depois de analisados, ponderados e valorizados individualmente, pode-se aferir qual o parceiro mais
apto a gerir cada risco, tendo naturalmente sempre em consideração o VfM do projecto. No sentido
de sintetizar toda a informação atrás apresentada, criou-se uma matriz de risco que visa a alocação
dos riscos ao parceiro que melhor os sabe gerir, a probabilidade de ocorrência e o nível de impacte
de cada um deles (quadro 5.3).
Quadro 5.3: Matriz de alocação de riscos para o contrato analisado
Alocação de Risco Probabilidade de Ocorrência
Nível de Impacte
Público Privado
Planeamento e Concepção X
Construção
X
Segurança
X
Risco de Ligação
X
Acessibilidades
X
Licenças e Expropriações
X
Ambientais X X
Operação e Manutenção
X
Risco Tecnológico
X
Risco de Performance
X
Risco de Procura (1) e Concorrência (2) X (1) e X (2) X (2)
Risco Financeiro
X
Risco Legal X
Força Maior X X
Baixo Médio Alto
62
6. GESTÃO DO CONTRATO
6.1. Estrutura contratual de um projecto eólico
Na estrutura contratual de um projecto eólico existem vários agentes, sendo os principais, o Estado, a
empresa privada e promotora dos parques eólicos e os fornecedores dos equipamentos. O Estado,
através da Direcção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), aparece neste contexto como entidade
promotora de concursos públicos com base em energia renovável com o intuito de desenvolver um
serviço de bem público. Na sequência do concurso, é escolhido o promotor eólico que melhor se
adeqúe às exigências, sendo então realizada uma parceria público-privada (PPP). Por sua vez, a
empresa privada procede então à contratação dos fornecedores, quer de serviços, quer de
equipamentos. A figura 6.1 ilustra a estrutura contratual de um projecto eólico.
Figura 6.1: Estrutura contratual de um projecto eólico
6.2. Monitorização do contrato Estado – Empresa Privada (PPP)
No contrato entre o Estado e a empresa privada há certos aspectos que são fundamentais e devem
ser considerados. De acordo com Partnerships Victoria (2003), para a implementação de um
processo de monitorização de um contrato PPP são necessários três passos, como se indica na
figura 6.2.
Figura 6.2: Passos para o desenvolvimento e implementação do processo de Monitorização de um Contrato (Fonte: adaptado de Partnerships Victoria, 2003)
Desenvolvimento e Implementação do Processo de
Monitorização
Desenvolvimento do Plano
Estratégico
Revisão Sistemática
Estado Empresa Privada Fornecedores
Parceria Público-Privada (PPP) Parceria Privada-Privada
Instituições Financeiras
Seguradoras Licenças de
Propriedade
Contrato de Compra de
Energia (PPA)
63
6.2.1 Desenvolvimento do Plano Estratégico
O primeiro passo corresponde ao desenvolvimento de um plano cuidadoso com vista à definição da
estratégia de monitorização do contrato. Este plano tem de ser capaz de dar resposta a questões
sobre ferramentas e processos, que devam ser requeridos para o projecto, conhecimento sobre os
recursos humanos, financeiros e tecnológicos disponíveis e sobre o prazo estipulado para o
desenvolvimento do contrato. Um adequado planeamento do processo de monitorização do contrato,
a recolha de informação e a sua análise constituem um instrumento bastante importante na
compreensão dos riscos envolvidos do projecto, assim como no desenvolvimento de estratégias
eficazes para a monitorização do contrato.
Como às PPP estão associados projectos de longa duração, é natural que o perfil de risco mude ao
longo de toda a vigência do contrato. Esta mudança está associada a factores como alteração do tipo
de relacionamento entre as Partes, mudança de legislação específica do projecto, mudanças
tecnológicas e também à própria evolução natural do projecto em todas as suas fases.
Embora na fase de procurement seja dada especial importância aos riscos alocados à parte privada,
no planeamento da monitorização do contrato assumem especial relevância os risco retidos pelo
sector público. É essencial que o sector público se posicione de maneira a que consiga gerir de uma
forma eficaz os riscos-chave associados ao projecto, no sentido de garantir a prestação contínua dos
serviços, tendo sempre em atenção as suas necessidades. Uma estratégia a implementar é por
exemplo a gestão das mudanças a nível do projecto e consequentes ajustes de prestação de
serviços. É, portanto, imprescindível que um contrato PPP inclua disposições de protecção de modo a
salvaguardar o sector público e uma futura eventual necessidade de flexibilidade do contrato.
Ao longo de todo o processo é essencial que seja realizada uma matriz de riscos que tenha por base
questões importantes tais como a alocação óptima dos riscos, o conhecimento dos seus impactes
mais significativos e respectiva quantificação e percepção da fase onde residem os riscos. Esta
matriz de riscos deve ser regularmente actualizada e monitorizada.
6.2.2 Desenvolvimento e Implementação do Processo de Monitorização
O segundo passo refere-se ao próprio processo de monitorização de contrato, o qual, com base na
informação já recolhida e analisada, tem por base a implementação das ferramentas e processos
chave para o seu desenvolvimento. Também como define Partnerships Victoria (2003), há pontos
imprescindíveis a ser considerados tais como:
Gestão do contrato;
Monitorização do desempenho;
Monitorização do relacionamento entre as Partes e gestão de conflitos;
Flexibilidade do contrato;
Plano de contingência.
64
Mais à frente realizar-se-á uma análise detalhada de cada um destes pontos complementando com o
exemplo do caso de estudo de um contrato de energia eólica em Portugal.
6.2.3 Revisão Sistemática
O terceiro e último passo estabelece, ao longo de toda a vida do projecto, uma revisão sistemática da
estratégia de monitorização do contrato, com vista à actualização e melhoria contínua do modelo
utilizado.
6.2.4 Aspectos fundamentais na Monitorização do Contrato PPP VS Análise do Caso de
Estudo
6.2.4.1 Gestão do Contrato
A gestão de contratos constitui um ponto fundamental na monitorização de projectos, uma vez que
estabelece procedimentos diversos, quer em termos de garantia de fortes relações entre os parceiros
em todas as fases do projecto, incluindo situações de conflito, quer em termos de garantia de
conformidades em todas as fases de monitorização. Requer um conhecimento profundo da
documentação legal do projecto, assim como do interesse comercial das partes, questões de
funcionamento relacionadas com prestação de serviços e o contexto legislativo e regulamentar
associado ao projecto. Contudo, é de salientar que a gestão do contrato não se define apenas por
assegurar o cumprimento das obrigações e responsabilidades dispostas no contrato, mas também
por garantir a monitorização efectiva de questões relacionadas com o desempenho, riscos,
pagamentos, apresentação de relatórios e mudanças.
Os procedimentos administrativos devem ser suficientemente claros por forma a assegurar o total
entendimento do contrato sobre quem faz o quê, quando e como. Estes incluem referências a
monitorização de custo e procedimentos de pagamento, monitorização de relatórios, procedimentos
que envolvam flexibilidade do contrato, melhoria de desempenho utilizando comparação de práticas
semelhantes no mercado (“benchmarking”), tendo sempre subjacente a obtenção do VfM. Para o
efeito, têm de ser identificadas as obrigações e responsabilidades dos parceiros, a mitigação e
controlo dos riscos, a identificação dos planos de contingência e estabelecidos procedimentos para a
resolução de conflitos. Deve também ser monitorizada a performance do parceiro privado, em todas
as suas vertentes, identificados os recursos, as delegações e as autorizações necessárias ao
cumprimento das obrigações.
6.2.4.2 Monitorização do Desempenho
Depois de especificados os níveis de serviço26
requeridos pelo parceiro público, o prestador de
serviço (parceiro privado) compromete-se a cumpri-los sob a forma de contrato. A principal questão
26
Os indicadores de níveis de serviço são usualmente denominados por Service Level Ajustments (SLA).
65
chave na monitorização de um contrato PPP é exactamente a monitorização da performance do
parceiro privado relativamente à conformidade dos resultados obtidos com os outputs previstos e
estabelecidos pelo parceiro público no contrato.
Para além deste ponto, é necessário garantir que tanto os riscos, como as mudanças são
monitorizados, tendo sempre subjacente a ideia de que o VfM é alcançado. Acima de tudo, é
essencial uma forte aposta na melhoria contínua dos serviços, sendo estabelecidas para o efeito
desde uma fase inicial, regras de boa comunicação entre as partes.
De uma forma geral, o objectivo da monitorização da performance do parceiro privado é permitir ao
parceiro público uma melhor compreensão da sustentabilidade do contrato. Esta envolve a
monitorização do alcance dos outputs especificados no contrato, a garantia de que os pagamentos
são feitos, de forma apropriada, e de que os níveis de desempenho pré-acordados (KPI´s27
) são
cumpridos. Com este intuito, é importante que se efectuem reuniões regulares, por forma a
acompanhar as realizações e o desempenho em todas as fases do cronograma de execução dos
trabalhos e se implementem acções correctivas que reponham as condições inicialmente
estabelecidas, perante eventuais falhas do parceiro privado. Em resumo, a monitorização do
desempenho faz-se através do desenvolvimento do usualmente denominado modelo de “governance”
do contrato, em que se desenham os perfis de responsabilidade e de interdependência, tais como:
Steering Committee, General Program Manager e Project Managers.
Nos casos em que os objectivos não são atingidos pelo parceiro privado, duas situações podem estar
na base deste tipo de ocorrências, a saber: ou o nível de desempenho do privado está muito abaixo
da qualidade de serviço que se pretende oferecer aos clientes/utilizadores finais e nesta circunstância
há que manter o objectivo previamente estabelecido e implementar novas acções de controlo por
parte do parceiro público, ou as circunstâncias modificaram-se justificando uma alteração das
próprias condições originais, desde que não sejam prejudicados os serviços para os
clientes/utilizadores finais.
A monitorização do desempenho é um ponto crucial a estabelecer no contrato, dado que é através
deste ponto que se avaliam os pagamentos e as deduções a efectuar ao privado, caso este não
apresente um bom desempenho. É, portanto, necessário que haja uma grande compreensão da
relação entre os requisitos dos outputs, o sistema de medição de desempenho e o método de realizar
as deduções no mecanismo de pagamento. De acordo com a literatura, a monitorização da
performance pode ser estruturada atendendo aos seguintes parâmetros:
a) Conhecimento do projecto do parceiro privado
É fundamental haver um bom entendimento sobre toda a abrangência do contrato do projecto, por
forma a que sejam perfeitamente identificados todos os parâmetros que necessitam ser
medidos.Cada projecto tem o seu objectivo estratégico e os seus próprios outputs.
Em particular é necessário conhecer todos os custos de estrutura (custos de operação, de
manutenção e de aumentos de capital, prémios de seguros, custos fiscais) e obrigações (despesas
27
Os indicadores de desempenho-chave são usualmente denominados por Key Performance Indicator (KPI).
66
com todo o tipo de encargos), bem como ter o perfeito conhecimento da matriz de riscos envolvida e
eventuais alterações a ter em consideração ao longo da vida do projecto. Relativamente a este ponto,
o contrato salienta, de uma forma geral, os custos de estrutura e obrigações que o privado (ENEOP)
tem a cargo, apontando por exemplo, para as obrigações específicas relacionadas com a valorização
do investimento a efectuar na execução do Projecto Industrial e nas Unidades Industriais Acessórias,
bem como a valorização da criação de emprego directo e induzido e da gestão técnica do sistema.
Salienta também que todos os custos relativos à construção e manutenção são da incumbência da
ENEOP.
b) Análise da qualidade subjacente do projecto
A qualidade do projecto deve ser monitorizada sob vários aspectos, entre os quais os relacionados
com a estrutura organizacional do parceiro privado e a sua situação financeira, a qualidade das
equipas de gestão e técnicas, a performance do serviço e a monitorização entre as partes.
A estrutura organizacional do parceiro privado e a sua situação financeira assumem uma importância
fundamental. É importante que a entidade pública seja conhecedora de toda a estrutura
organizacional do parceiro privado, de modo a perceber se este possui um modelo de organização
regularmente actualizado, se tem uma cultura de redução de custos e de implementação da
qualidade, sendo também essencial conhecer se todas as suas unidades organizacionais trabalham
em sinergia para o objectivo proposto.
Relativamente à posição financeira do parceiro privado é necessário, através da análise dos seus
valores financeiros, que o parceiro público conheça os seus pontos fortes e fracos (por exemplo
estabelecendo uma matriz de SWOT28
), se estão em posição de fazer frente a futuras necessidades
operacionais em função do capital existente e se a situação financeira da organização suporta
qualquer alteração ao projecto. De modo a salvaguardar a qualidade e integridade financeira do
projecto, é mencionado no contrato que “ (…) qualquer alteração das participações relativas dos
accionistas no capital da ENEOP carece de uma autorização prévia por parte da DGEG (…) ”. É
também referido no contrato a autorização, por parte da DGEG, “a constituição de Special Purpose
Vehicles (SPV´s) especificamente para a exploração dos Parques Eólicos a construir e explorar no
âmbito do contrato”, desde que “o respectivo capital social seja integralmente detido pela Sociedade
Promotora ou por umas das Sociedades Instrumentais” e que “da sua constituição não resulte a
alteração do regime de responsabilidade ou diminuição das garantias prestadas ao abrigo do
presente Contrato”.
Não é habitual que o parceiro público se envolva nas relações com os empreiteiros ou com os sub-
empreiteiros, no entanto, pode procurar obter garantias quanto à capacidade financeira e experiência
profissional de cada um dos sub-empreiteiros ligados ao projecto.
28
O termo SWOT representa um acrónimo de Forças (Strenghts), Fraquezas (Weaknesses), Oportunidades
(Opportunities) e Ameaças (Threats).
67
A qualidade da monitorização do desempenho a realizar às equipas de gestão e técnica do parceiro
privado, está directamente ligada ao acompanhamento que deve ser feito pelo parceiro público,
permitindo-lhe obter um conhecimento antecipado dos pontos fracos e eventuais problemas que
possam surgir no futuro. Assim, é fundamental que relativamente à parte privada, seja conhecida a
equipa de gestão, o tipo de gestão a ser utilizada, as suas capacidades e as suas relações com sub-
empreiteiros, nomeadamente com os fornecedores de aerogeradores.
Relativamente à equipa técnica, é necessário conhecer as suas competências e adequações às
necessidades do contrato, capacidade de resposta em termos de cumprimento de prazos e garantia
da quantidade suficiente de trabalhadores qualificados para atingir os objectivos. Neste sentido, o
contrato refere que a ENEOP se responsabiliza “perante a DGEG por que apenas sejam contratadas
para desenvolver actividades integradas no Contrato entidades que se encontrem devidamente
licenciadas e autorizadas e que detenham capacidade técnica e profissional adequadas para o
efeito”.
A performance do parceiro privado deve ser regularmente revista através da comparação com os
valores dos indicadores (KPI´s) definidos previamente para cada especificação de output. Porém, há
que ter presente a possível mudança de circunstâncias ao longo de todo o tempo de vida útil do
projecto, sendo importante, neste sentido, que os KPI´s sejam permanentemente objecto de revisão.
Em termos de monitorização dos serviços, há que proceder a reuniões de acompanhamento
periódicas (reuniões do Steering Committee, por exemplo), aos vários registos da medição física de
elementos quantitativos dentro dos padrões definidos, a inspecções de actividades operacionais para
determinar a qualidade do desempenho do serviço, à identificação de falhas e consequente proposta
de medidas de correcção e realização de auditorias regulares. Relativamente a este aspecto, o
contrato confere à DGEG os poderes de fiscalização, necessários à verificação do cumprimento das
obrigações da ENEOP, relativamente às actividades de construção e exploração dos Parques Eólicos
e dos Centros de Despacho, bem como às actividades de construção e exploração do Projecto
Industrial. Como define o número 4 da cláusula 39ª, “a ENEOP facultará à DGEG, ou a outra entidade
por esta nomeada, desde que devidamente credenciada, acesso a todos os Parques Eólicos,
Unidades Industriais, Centros de Despacho e outras instalações associadas à execução dos
compromissos contratuais da Sociedade Promotora, bem como a todos os livros de actas relativos à
ENEOP, livros, registos e documentos relativos às instalações e actividades objecto do Contrato (…)
”. É clarificado também que quaisquer técnicos que integrem os quadros da DGEG possam “visitar
todos os Parques Eólicos, Unidades Industriais, Centros de Despacho e outras instalações
associadas à execução dos compromissos contratuais da Sociedade Promotora que não sejam
susceptíveis de ser certificados por auditores, de modo a aferir a efectiva execução dos mesmos”.
O contrato aponta também aspectos referentes à medição física de elementos quantitativos,
nomeadamente a execução de ensaios que permitam avaliar as condições de funcionamento e
características do equipamento, sistemas e instalações às mesmas respeitantes, acompanhados por
representantes da DGEG e da ENEOP.
68
Outro aspecto a que se deve dar especial atenção é o cumprimento do cronograma de trabalhos
estabelecido, quer em termos de realização propriamente dita, e em termos de qualidade dos
serviços, quer em termos do cumprimento dos prazos. Todas as datas e prazos estabelecidos no
contrato em estudo, foram fixados no pressuposto de que todas as licenças necessárias tanto à
construção como à operação foram obtidas. Estas datas e os prazos “podem ser ajustados caso (…)
se venham a verificar atrasos nas Datas de Entrada em Exploração de Parques Eólicos que afectem
substancialmente a relação temporal, subjacente à Proposta Inicial e ao Cronograma de Execução
(…), entre a Data de Entrada em Exploração do Projecto Industrial e as Datas de Entrada em
Exploração dos parques eólicos”. As datas-chave especificadas no contrato foram as apresentadas
no quadro 6.1:
Quadro 6.1: Datas-Chave do Contrato eólico
Requisitos Datas-Chave
Parques Eólicos Datas de requerimento de atribuição de ponto de recepção Datas de requerimento de atribuição de autorização de instalação Datas de requerimento de licença de exploração
Projecto Industrial Datas de requerimento de instalação das unidades industriais Datas de requerimento de entrada em exploração das unidades industriais
Unidades Industriais Acessórias Datas de requerimento de instalação das unidades industriais Acessórias Datas de requerimento de entrada em exploração das unidades industriais
acessórias
Postos de Trabalho Directos Datas-limite para criação de postos de trabalho directos
Postos de Trabalho Induzidos Datas-limite para criação de postos de trabalho induzidos
Gestão Técnica do Sistema Datas-limite para implementação da gestão técnica do sistema
c) Relatórios de informação
Os relatórios de avaliação de desempenho têm como objectivo avaliar se os serviços são entregues
de acordo com os parâmetros exigidos e avaliar as medidas correctivas tomadas pelo parceiro
privado, sempre que os padrões de desempenho não são cumpridos.
Os sistemas de monitorização impostos pelo parceiro público devem ser sujeitos a auditorias
periódicas com realização de controlos aleatórios no local de modo a garantir que os relatórios
apresentados traduzem fielmente o executado no local. Relativamente a este ponto, é parte
integrante do contrato a obrigatoriedade da verificação e certificação, por empresas de auditoria ou
de revisores oficiais de contas que cumpram os requisitos legais e regulamentares, dos seguintes
elementos:
a) Demonstração da realização de investimento directo (Projecto Industrial) e indirecto (Unidades
Industriais Acessórias);
b) Demonstração de que, a partir do quarto ano a contar da data de entrada em exploração do
Projecto Industrial, o volume médio ponderado de produção do Projecto Industrial não seja
inferior, durante dois anos consecutivos, a 75% do nível médio de produção em Ano Cruzeiro29
;
29
O ano cruzeiro corresponde ao ano de exploração em que os efeitos associados ao arranque de uma iniciativa
já não se fazem sentir, desenvolvendo-se a actividade com um nível de produção nunca inferior a 75% dos
69
c) Demonstração de que a ENEOP assegura a contratação de uma Carteira Firme de Encomendas
durante o prazo de 9 anos a contar da data de entrada em exploração do Projecto Industrial;
d) Verificação de um Rácio Exportações/Vendas superior a 60%, para um horizonte temporal
correspondente à vida útil mínima do Projecto Industrial (17 anos) e;
e) Demonstração da criação de postos de trabalho directos e induzidos.
Como estipulado no contrato, a ENEOP, até à conclusão do investimento Directo, deve demonstrar a
realização desse investimento mediante prestação de informação semestral. Já na demonstração da
execução do investimento indirecto, a ENEOP apenas tem que prestar informação anual.
Relativamente ao referido nos pontos b), c) e d) é obrigatória a sua verificação, mediante prestação
de informação anual, a apresentar até 30 de Junho de cada ano, por parte da ENEOP.
No que concerne ao ponto e), a ENEOP obriga-se a demonstrar a criação de postos de trabalho
directos e induzidos mediante prestação de informação anual, devidamente documentada.
De uma forma geral, como estipula a cláusula 30ª do contrato, a ENEOP é obrigada a remeter
trimestralmente à DGEG, “o cronograma de execução do contrato, contendo toda a informação
relevante e necessárias para avaliar o grau de cumprimento do mesmo.” Neste cronograma “devem
constar devidamente identificados, os desvios da execução planeada, os previsíveis desvios para o
trimestre seguinte ao que respeite bem como (i) a expectativa fundamentada da ENEOP quanto à
correcção de qualquer eventual atraso ocorrido ou que se preveja vir a ocorrer e (ii) as medidas que,
não dependendo de um know-how específico, estão previstas para aquele efeito”. Paralelamente, a
ENEOP é também obrigada a remeter à DGEG até ao dia 30 de Junho de cada ano, o relatório de
contas consolidado e individual do exercício anterior da ENEOP e das Sociedades Instrumentais,
contendo o relatório de gestão, o balanço, a conta de exploração, a demonstração de fluxos de caixa
e os respectivos anexos, devidamente auditados.
6.2.4.3 Monitorização do relacionamento entre as Partes e Gestão de Conflitos
Dada a longa duração dos projectos PPP, é imprescindível que haja um bom relacionamento entre
parceiro público e o parceiro privado durante todo o ciclo de vida do projecto. Ao existir uma
comunicação clara e aberta entre as partes, a probabilidade de se obter uma eficaz monitorização do
contrato e se atingir uma boa entrega dos serviços, é cada vez maior. É importante ter presente que,
subjacente à questão de um bom relacionamento, estão também associados aspectos essenciais
como a compreensão da existência de benefício mútuo na parceria e a compreensão dos objectivos
de cada uma das partes e dos objectivos comuns. Uma comunicação aberta promove o espírito de
cooperação e o alinhamento de interesses comuns entre as partes.
referidos valores, e de uma forma mais estável, com níveis de investimento e taxas de crescimento inferiores aos da fase de arranque.
70
É mencionado no contrato que ambos os parceiros se comprometem “reciprocamente a cooperar e a
prestar o auxilio que razoavelmente lhes possa ser exigido com vista ao bom desenvolvimento das
actividades integradas no Contrato, nomeadamente no acompanhamento e na colaboração mútua
tendente à resolução expedita de quaisquer questões com entidades públicas cuja actuação seja
necessária ao cumprimento das obrigações assumidas pela Sociedade Promotora”.
Esta é uma “parceria” no sentido em que as partes entendem a importância uma da outra no
desempenho do projecto, não comprometendo os seus respectivos direitos e obrigações contratuais.
Nesta sequência, refere o contrato que “as sociedades [EDP, LUSENERG, ECYR-ENDESA, SONAE,
ENERCON] emitiram cartas-conforto dirigidas à DGEG, respeitantes ao cumprimento, pelos
Accionistas, e nos termos e condições previstos nas mesmas cartas, das obrigações por estas
assumidas no âmbito deste concurso”.
Contudo, há que atender ao facto de que a existência de uma boa relação entre o parceiro público e o
parceiro privado não significa directamente que todas as informações relativas ao projecto sejam
partilhadas. Cada parte, tendo como principal objectivo o reforço do relacionamento com a outra
parte, deve desenvolver uma cultura de partilha da informação que detém, desde que não haja
interesse, de bem público, comercial ou razão jurídica, para não partilhá-la. Relativamente a este
aspecto, salienta-se que o contrato analisado apresenta alguns pontos referentes à troca de
informação, nomeadamente, na sequência da análise dos modelos de demonstração da realização
do Investimento Directo, o contrato refere que “caso a DGEG pretenda ver clarificada qualquer
questão relativa à informação disponibilizada, deverá solicitar à ENEOP o esclarecimento de tal
questão, obrigando-se esta a prestar os esclarecimentos adicionais que lhe sejam razoável e
fundamentalmente solicitados e o acesso aos respectivos documentos de suporte, ficando a DGEG
sujeita à obrigação de confidencialidade (…) ” (nº10, cláusula 17.ª).
O parceiro privado deve reconhecer a importância do conjunto de interesses envolvidos num projecto
PPP. No entanto deve também ter especial atenção à sua garantia de cumprimento contratual e aos
mecanismos de penalização por fraco desempenho ou incumprimento, de modo a assegurar que as
especificações de desempenho permanecem inalteradas e os direitos contratuais não sejam
prejudicados ou inadvertidamente dispensados.
É de primordial importância reconhecer que conflitos e problemas de prestação de serviços possam
surgir. O principal objectivo a ter em consideração nestes casos é o de assegurar que estes sejam
reconhecidos e resolvidos de uma forma rápida e eficaz. Regra geral, devem constar do contrato do
projecto os procedimentos que levam à monitorização destes problemas, porém, nem sempre são
contemplados e nem sempre são os mais adequados. Nestes casos, é importante que ambas as
partes cheguem a um acordo, tendo sempre em vista o benefício mútuo. Caso estes conflitos não
sejam adequadamente geridos, poderá levar a que, no limite, se dê o fracasso do projecto. Este
aspecto é claramente abordado no contrato em análise, constando uma cláusula exclusivamente para
a resolução de diferendos. Esta cláusula refere que as “Partes manifestam o seu empenho no bom
relacionamento entre si, e acordam que, constatada por qualquer uma delas a existência de um litígio
ou diferendo relativo à interpretação, integração, aplicação, execução ou cumprimento do presente
71
contrato, bem como relativamente à respectiva validade, ou à necessidade de precisar, completar ou
actualizar o seu conteúdo, ou ainda relativamente a actos administrativos referentes à execução do
contrato, (…), será o mesmo, em primeiro lugar, objecto de uma tentativa de resolução amigável”.
A boa gestão do projecto resulta na minimização dos conflitos. É sempre preferível que estes sejam
resolvidos de forma informal, todavia, isto nem sempre é possível, tendo que se recorrer ao processo
formal. Este aspecto é bastante explícito no contrato, que refere que caso o diferendo não seja
resolvido de forma consensual, a questão será conduzida para um Tribunal Arbitral.
Ainda abordando o tema de conflitos, que possam surgir, no que se refere a situações de força maior,
o contrato refere que as Partes se comprometem “a negociar em boa-fé quaisquer solicitações que
lhe sejam razoavelmente apresentadas pela outra parte tendo em vista a minimização de impactes
negativos e a optimização dos investimentos associados à execução e à exploração dos
investimentos previstos neste contrato”.
No que concerne à existência de problemas de prestação de serviços, sempre que estes sejam
detectados, tanto pelo parceiro público ou pelos usuários finais dos serviços, estes devem ser
imediatamente notificados ao parceiro privado e registados de forma clara e precisa, no sentido de
ajudarem numa eficaz avaliação da performance do contrato e do VfM. Os registos devem incluir o
número e a gravidade dos problemas, bem como a forma como foram resolvidos, durante toda a
vigência do contrato. Em casos extremos, em que os problemas de prestação de serviço sejam já de
gravidade, pode levar a que o parceiro público rescinda o contrato.
Nos termos da cláusula referente à rescisão do contrato, é conferido à DGEG o direito de rescindir o
contrato, caso haja a “violação grave, não sanada ou não sanável das obrigações contratuais e/ou
legais por parte da ENEOP e/ou Sociedades Instrumentais”, que pode ser verificada pelo
incumprimento grave ou cumprimento defeituoso das obrigações específicas da Sociedade
Promotora ou do Compromisso dos Accionistas.
Em última análise, é essencial que seja implementado um adequado processo de resolução dos
conflitos, pois o contrário poderá levar ao agravamento do relacionamento entre os parceiros.
6.2.4.4 Flexibilidade do Contrato
Sendo a longa duração, uma das características principais num contrato PPP, é natural que o número
de variáveis possa mudar ao longo de todo o período de vida útil do projecto sendo, por isso,
inevitável que a mudança seja prevista nos contratos. Estas mudanças podem ser impostas por
questões específicas levantadas pelo parceiro público ou até mesmo por mudanças de legislação que
causem impacte sobre o contrato. O contrato analisado refere que este “está sujeito à lei portuguesa
e à lei comunitária relevante, com expressa renúncia à aplicação de qualquer outra” e que “as
referências a diplomas legislativos ou comunitários devem também ser entendidas como referências
à legislação que os substitua ou modifique após a entrada em vigor do contrato e que ao mesmo
sejam aplicáveis”.
72
A questão da flexibilidade de um contrato PPP é um ponto muito importante, pois é o parâmetro que
assegura a capacidade do privado para responder de uma forma eficaz às mudanças propostas pelo
parceiro público (Australian Government, 2006). Uma vez que essas mudanças podem originar
impacte no perfil de risco do projecto e eventuais variações significativas de custos, é importante que
previamente sejam acordados procedimentos para as variações do contrato de modo a que a
mudança seja controlada de uma forma eficaz, mantendo uma boa comunicação entre as partes e
evitando, portanto, divergências. Relativamente ao contrato analisado estão referidos os seguintes
aspectos:
De acordo com o estipulado na cláusula 28.ª, a ENEOP “obriga-se a celebrar e a cumprir
pontualmente os contratos de projecto e a não proceder a alterações dos mesmos que possam
pôr em causa o cumprimento deste contrato, sem prévia autorização da DGEG, até que as
mesmas obrigações se encontrem integralmente cumpridas”;
Em conformidade com a mesma cláusula, é referido que “as alterações aos contratos de projecto
que não ponham em causa o cumprimento deste contrato, não estão sujeitas a autorização da
DGEG mas devem ser comunicadas à mesma no prazo máximo de 15 dias a contar da celebração
dos acordos modificativos em causa”;
De acordo com o estipulado na cláusula 51.ª, “as Partes comprometem-se a ponderar, em boa fé,
as solicitações de ajustamento das obrigações assumidas pelas mesmas no presente contrato,
objectivamente fundamentadas no objectivo de aumento de eficiência ou de optimização dos
investimentos realizados ou a realizar, sempre que de tais alterações não resulte a alteração dos
equilíbrios acordados no mesmo”.
É também referido na cláusula 17.ª que “os planos que impliquem a realização de novos
investimentos no Projectos industrial, ou o ajustamento ou a substituição dos investimentos
inicialmente previstos, são dependentes de autorização por parte da DGEG”.
No caso específico das mudanças causarem impacte directo no VfM do projecto, estas têm de ser
sujeitas a uma revisão rigorosa no sentido de se examinar cuidadosamente as implicações sobre os
elementos essenciais do contrato do projecto, nomeadamente no que se refere aos mecanismos de
pagamento ou de desempenho. Situações em que haja divergências motivadas por pedido de
mudanças, por parte da entidade pública, e esta se mostre insatisfeita devido à incapacidade do
parceiro privado para suportar essa mudança, o parceiro público pode voluntariamente rescindir o
contrato. Estes aspectos não se encontram contemplados no contrato analisado.
Outro aspecto que consta do contrato analisado e que visa essencialmente a flexibilidade do contrato
para situações que possam ocorrer a qualquer momento da vida útil do empreendimento é, por
exemplo, a questão da actualização tecnológica: “A ENEOP poderá, quando a necessidade de
actualização tecnológica ou a evolução do mercado o justifiquem, apresentar à DGEG os planos que
pretenda promover na pendência deste Contrato e que impliquem a realização de novos
investimentos no Projecto Industrial, ou o ajustamento ou a substituição dos investimentos agora
73
previstos”. Também patente está a possibilidade de substituição de “Unidades Industriais Acessórias,
por outra ou outras Unidades Industrias Equivalentes, não podendo, em qualquer caso, o valor do
investimento a realizar ser inferior ao inicialmente estipulado”.
6.2.4.5 Plano de Contingência
Os imprevistos são passíveis de acontecer em qualquer projecto, no entanto, é essencial que sejam
identificadas todas as potenciais situações de ocorrência dos mesmos, de modo a poderem ser
tomadas medidas correctivas previamente acordadas entre as partes.
De acordo com o descrito no Partnerships Victoria (2003), os imprevistos dividem-se habitualmente
em três tipos de situações:
Situações que envolvem interrupção de serviços, mas que não envolvem incumprimento por parte
do parceiro privado (força maior);
Situações que envolvem a interrupção da prestação de serviços por incumprimento da parte do
parceiro privado, caso em que os serviços entregues não cumprem as especificações de output e;
Negligências, por parte da entidade privada, que não resultem numa interrupção da entrega do
serviço.
Pode não ser possível transferir integralmente para o parceiro privado a responsabilidade pelo risco
da insuficiência da prestação de serviços em situações de imprevistos podendo, nestes casos, o
privado ver diminuída a sua obrigação de prestação de serviços, enquanto o parceiro público pode
ser obrigado ou sujeito a fortes pressões para garantir que terceiros não sejam incomodados. De
acordo com a mesma fonte, em contratos PPP devem ser considerados três tipos de processos de
contingência:
a) Plano de continuidade de negócios
A elaboração de um plano de continuidade de negócios tem como finalidade a preparação para
qualquer eventualidade que faça com que se dê a interrupção do fornecimento dos serviços
especificados no contrato. Este planeamento visa a mitigação do impacte essencialmente sobre o
parceiro público.
No desenvolvimento e manutenção deste plano devem ser conhecidas as situações potenciais que
podem desencadear a sua activação e quais as acções imediatas que devem ser tomadas para
responder a uma interrupção no fornecimento de serviços.
b) Plano de step-in
O step-in right (direito de entrada) refere-se ao direito de uma entidade (por exemplo o Estado)
avançar ou tomar conta das funções de outrem (por exemplo uma empresa privada) se este outrem
quebrar as suas obrigações contratuais. É como que uma espécie de "garantia adicional". Ou seja, o
"Direito de Entrada do Financiador - step-in right” permite a uma das Partes com interesse financeiro
74
num projecto (por ex. Banca) passar por cima da entidade que beneficiou de um empréstimo para um
projecto (caso esta entidade falhe as suas obrigações contratuais) e controlar directamente as
diversas entidades envolvidas (por exemplo os empreiteiros contratados pelo beneficiário do
empréstimo), garantindo assim que o projecto é executado.
No caso de uma PPP, este planeamento deve ser bastante cuidadoso pois deve conter disposições
que coloquem o parceiro público na posição de exercer eficazmente o direito de “step-in” em caso de
necessidade, mas não deve descuidar também o planeamento do “step-out”. É essencial que as
condições contratuais sejam bem definidas, para que se possa conhecer quais as situações
potenciais que podem desencadear o direito do parceiro público ao step-in. Da mesma forma, há que
estabelecer com precisão as obrigações e responsabilidades ligadas ao direito de step-in e as
implicações para o parceiro privado.
c) Plano de negligências
O plano de negligências deve ser preparado de acordo com a possibilidade do parceiro privado não
cumprir as suas obrigações contratuais. É necessário conhecer a resposta a determinadas questões
tais como quais as situações potenciais que podem desencadear este plano, até que ponto uma
negligência afecta a prestação dos serviços, se imediatamente, se a longo prazo, se existem
soluções disponíveis no âmbito do contrato e quais as consequências potenciais para cada
“correcção”.
No desenvolvimento deste plano, o parceiro público deve ter em mente que pode ter que activar o
plano num curto prazo em casos em que o pessoal responsável pela implementação do plano esteja
sob pressão significativa, devendo por isso ser curto, claro, compreensível e facilmente disponível.
Especificamente, o contrato não prevê a elaboração de um plano de contingência. Porém, como já
anteriormente referido, são abordados aspectos referentes às necessidades de mudança e forma de
atingir a solução ideal com o envolvimento das duas partes.
6.3. Contrato entre Empresa Promotora do Parque Eólico – Fornecedores
Na figura 6.3 apresentam-se os tipos de fornecedores-tipo de um parque eólico, conforme se trate de
contratos de construção ou de operação e manutenção.
Figura 6.3: Tipos de fornecedores de um parque eólico
Fornecedores
Contratos de Construção Contratos de O&M
Fornecedores de Aerogeradores
Empreiteiro Civil
Empreiteiro Eléctrico
Fornecedores de Aerogeradores
Outros Prestadores de Serviços
75
Em muitas situações a empresa promotora dos parques eólicos tem à partida um contrato de
operação e manutenção (O&M) com os fornecedores dos aerogeradores, que usualmente apenas
abrangem o período inicial do parque. Estes contratos, com duração habitual de 5 anos, podendo
estender-se até aos 15 anos, são geralmente contratos de empreitada chave-na-mão. O contrato de
O&M para reposição de peças e trabalhos de manutenção associados, pode estender-se desde o
final do período de garantia até ao final da vida útil do parque.
No prazo de garantia, os fornecedores comprometem-se a disponibilizar uma certa quantidade de
energia, geralmente cerca de 95 a 97% do total, garantindo que o tempo de paragem do parque não
excederá o número de horas previamente acordado. O incumprimento do estabelecido poderá levar a
penalidades que levam a indemnizações ao promotor do parque eólico. Estas indemnizações são
calculadas com recurso a um factor que corresponde à diferença entre a disponibilidade efectiva e a
disponibilidade garantida. Por outro lado, se o fornecedor conseguir exceder os limites acordados, a
partir de um patamar pré-definido (free-zone) pode também receber recompensas (ver figura 6.4).
Figura 6.4: Exemplo de recompensas e penalidades a impor aos fornecedores
Na escolha dos fornecedores, há alguns critérios-chave a ter em consideração, tais como:
Preço – na medida em que é importante realizar uma análise da proposta mais compensatória,
como seja o que se refere à disponibilidade oferecida pelo fornecedor ao operador em
comparação com o preço a acordar. Por exemplo, por um lado, pode-se ter um aerogerador
menos dispendioso que oferece uma disponibilidade de 95%, e por outro, ter um aerogerador
bastante mais dispendioso, mas oferecendo uma disponibilidade de 98%;
Garantias de O&M – quando o fornecedor opta por fazer uma garantia de toda a turbina ou
apenas de algumas componentes. Neste caso, há que realizar um estudo de análise da proposta
mais compensatória, como seja, por exemplo, uma garantia de 10 anos e 50% das peças
garantidas versus uma garantia de 5 anos, mas com a totalidade da turbina garantida;
Qualidade e segurança – Este critério é bastante qualitativo e deve ter em consideração
aspectos como prazos a serem cumpridos, confiança no fornecedor, entre outros.
Um modelo habitual de contratos com fornecedores no domínio dos parques eólicos consiste na
empresa promotora que detém as licenças de ligação à rede e implementação de uma determinada
potência num local vender as licenças a outra empresa, a qual, por sua vez, é quem constrói os
Disponibilidade
100%
0%
97%
Recompensas
Penalidades
Free-Zone
76
parques eólicos, faz as ligações à rede e explora-os, sendo da sua responsabilidade toda a
construção e a escolha dos fornecedores dos aerogeradores, promovendo o concurso para o efeito.
O período de garantia destes equipamentos é de 2 anos (caso geral) + 3 anos, nalguns casos. Os
contratos de O&M relativos à manutenção preventiva e à correctiva de emergência, habitualmente
ficam a cargo de outras entidades diferentes dos fornecedores dos aerogeradores, ficando a cargo
destes últimos a parte correspondente à grande manutenção correctiva.
6.4. Licenças de propriedade
A instalação e operação de um parque eólico requerem um título de uso (ou um título de propriedade)
para que se possa prosseguir com a construção e operação do parque eólico. As figuras habituais do
direito de propriedade são as seguintes:
Regime de plena propriedade – Trata-se de uma compra e venda em que a propriedade imóvel
só pode ser transmitida entre pessoas, singulares ou colectivas, por escritura pública.
Regimes Parcelares, onde se incluem:
Contrato de arrendamento
Um contrato de arrendamento permite ao arrendatário usar a propriedade durante um certo período
de tempo, assim como estabelece a autorização para que este dê seguimento à construção e
operação do parque eólico. O prazo do contrato de arrendamento é normalmente correspondente
ao tempo de vida útil dos equipamentos a instalar, podendo também ser renovável. Tem como
contrapartida um pagamento de renda mensal ou anual, conforme o estabelecido.
Contrato de direito de superfície
Este tipo de contrato permite à empresa privada utilizar, realizar as obras de construção e operação
do parque eólico na propriedade comum. O direito de superfície pode ser vitalício, mas tem uma
utilização praticamente nula, já que esta situação quase equivale a uma compra e venda. No caso
de instalações industriais, o prazo do contrato do direito de superfície equivale ao período de vida
útil dos equipamentos a instalar (normalmente, de 20 anos).
É ainda de referir a especial atenção que deve ser dada à utilização de solos rústicos para fins
industriais não agrícolas, pois estes devem ser sujeitos a licenciamentos camarários e/ou de outras
entidades de nível superior, como é o caso das CCDR´s (Comissões de Coordenação do
Desenvolvimento Regional), parques naturais, reservas ecológicas, entre outras.
6.5. Contrato de compra de energia - PPA
Os agentes de um contrato de compra de energia, ou de um PPA (Power Purchase Agreement) como
são mais conhecidos, são o promotor do parque eólico e a empresa concessionária da rede nacional
de transporte, a REN ou a empresa nacional de distribuição de energia, EDP distribuição.
77
Todo o titular de uma licença de operação de um parque eólico tem o direito à aquisição, por parte da
rede nacional, de toda a energia produzida, a qual é realizada sob um PPA. É portanto, crucial que a
licença de operação seja emitida para que o PPA seja oficialmente autorizado.
Estes contratos são regidos pelo modelo PPA aprovado pelo governo na Portaria nº 416/1990, de 6
de Junho.
Relativamente à tarifa de energia implementada nestes contratos, esta segue o modelo já
mencionado e explicado anteriormente no capítulo 4.5.1.
6.6. Contratos com seguradoras
O adjudicatário deve efectuar e manter um seguro com seguradoras, a expensas próprias, durante a
construção, montagem e entrada em serviço do parque eólico, até à sua recepção provisória. É
obrigado a colocar à disposição do dono de obra documentação comprovando a existência dos
seguros referentes a Acidentes Pessoais, Responsabilidade Civil do Empregador, Transporte de
pessoas e de equipamentos e Construção e Montagem.
A existência de apólices de seguro não deve, sob quaisquer circunstâncias, limitar as
responsabilidades aceites pelo adjudicatário ao abrigo do acordo celebrado. Além disso, qualquer
cobertura adicional decorrente de novas situações, será sempre da responsabilidade do adjudicatário,
bem como todos os prémios adicionais, multas e outras quantias devidas. Estas situações devem
segurar o adjudicatário, seus subcontratados e quaisquer outros participantes na obra. Após a
assinatura das apólices de seguro, o adjudicatário deve apresentar, ao dono de obra, os certificados
dos seguros contratados e fazer prova correspondente do pagamento dos prémios.
Quaisquer adicionais que sejam objecto de seguro, o dono de obra reserva-se no direito de impôr um
único seguro cobrindo todos os riscos, de forma a ganhar economia de escala e prevenir possíveis
debilidades de cobertura de seguros, se assim o entender.
O adjudicatário deverá indemnizar e proteger o dono de obra contra quaisquer perdas ou danos que
este possa sofrer em consequência de qualquer desrespeito pela política de seguros, falsas
declarações prestadas, ou falta de pagamento de prémios, quer da parte do adjudicatário, quer da
parte dos seus consultores.
O adjudicatário deve renunciar ao direito de reembolso perante o dono de obra, relativamente aos
limites inapropriados ou excessivos das coberturas das apólices relacionadas com a obra ou
mantidas pelo adjudicatário.
O dono de obra deve reservar-se no direito de nomear um Consultor de Seguros reputado para
verificar a suficiência da cobertura assumida pelo adjudicatário. Caso o relatório do consultor de
Seguros determinar que as apólices não são suficientes para cobrir os riscos que devem ser
segurados ou se forem detectados riscos que não foram segurados, o adjudicatário deve
comprometer-se a assumir as exigências complementares necessárias para deixar o dono de obra
protegido em caso de sinistro.
78
7. CONCLUSÕES
7.1. Síntese Conclusiva
A presente dissertação, intitulada “parcerias público-privadas no sector das energias renováveis”,
visou cumprir essencialmente três objectivos. O primeiro objectivo referiu-se à análise de um
concurso PPP referente a um projecto de energia eólica, com enfoque na compreensão dos factores
de acesso e dos aspectos de concorrência ligados a um negócio desta natureza. Na sequência da
análise mencionada, impõe-se também a análise dos riscos associados a este sector, constituindo o
segundo objectivo a atingir. O terceiro objectivo, diz respeito à análise das condições previstas no
contrato celebrado entre a entidade promotora dos parques eólicos Eólicas de Portugal e a entidade
pública (Estado, neste caso, a DGEG) e sua comparação com um contrato tipo PPP.
Para dar cumprimento ao primeiro objectivo, tomaram-se por base alguns documentos, entre os quais
se destacam o Programa e Condições de Concurso (PCC), os relatórios finais de avaliação das
propostas inicial e BAFO e respectivas pronunciações dos concorrentes. Foi realizada uma análise
comparativa dos resultados obtidos pelos vários concorrentes, critério a critério, em presença das
pontuações que lhes foram atribuídas pelo júri, quer na fase de pré-qualificação, quer na fase de
negociação. Este estudo teve em atenção as funções de valor definidas no PCC e que caracterizam
cada critério, tendo-se constatado, caso a caso, quais os factores-chave constituintes das diversas
propostas que mereceram a máxima valorização, por irem de encontro ao estipulado no Programa e
Condições de Concurso.
Foi ainda efectuada uma apreciação sumária das ponderações atribuídas no concurso relativamente
aos quatro critérios considerados, e suas implicações para a criação de valor. Em presença das
ponderações atribuídas aos critérios deste concurso, em que surge valorizado o factor
económico/financeiro (65%) em detrimento, quer da gestão técnica do sistema (25%), quer do apoio à
inovação (10%), entende-se que o Estado, através da DGEG, privilegiou fortemente a criação de um
cluster de apoio ao sector eólico, tentando atrair investimentos para o país.
Em presença das características da proposta apresentada pelo consórcio Eólicas de Portugal, em
que foram evidenciadas várias vantagens, comparativamente à sua concorrente na fase de
negociação, nomeadamente a localização de todo o complexo industrial numa única zona, para além
da sua óbvia preocupação de investimento em zonas limítrofes às regiões menos favorecidas, entre
outros que caracterizaram a sua solidez, entende-se ser de justiça ter-lhes sido atribuída a
adjudicação neste concurso.
Para cumprir o segundo objectivo, foi realizada uma lista de riscos passíveis de ocorrer em projectos
de energia eólica, em relação aos quais foi efectuada uma análise sobre a sua devida alocação, ao
parceiro público, ou ao parceiro privado, ou a ambos.
Da análise sistemática dos riscos, em comparação com o disposto no contrato eólico analisado,
esboçou-se uma matriz de risco com as alocações dos mesmos ao parceiro que melhor os consegue
79
gerir. Pode-se aferir também, em primeira instância, que de todas as fontes de energia renovável, o
vento é dos que envolve mais riscos, especialmente relacionados com apoios financeiros, com a
disponibilidade do recurso, com a tecnologia dos equipamentos utilizados e com o planeamento e
dificuldade de conclusão dos processos de licenciamento.
No que se refere ao estudo da partilha de riscos no contrato eólico analisado, conclui-se que a grande
maioria dos riscos estudados, passíveis de ocorrer neste tipo de projectos, são parte integrante do
contrato. Como seria de esperar, num contrato tipo PPP, os riscos são maioritariamente transferidos
para o sector privado, exceptuando-se, por um lado, os riscos de planeamento e concepção, pois é o
parceiro público quem está encarregue desta função, e por outro, os riscos ambientais, legais, de
força maior e de procura e concorrência. Refere-se também que os riscos com maior probabilidade
de ocorrência são os relativos ao factor segurança (dos trabalhadores), às acessibilidades aos
parques, à operação e manutenção, à tecnologia, à performance do parceiro privado e, subjacente a
todos os referidos, riscos relativos ao factor financeiro.
Para a obtenção do terceiro objectivo, efectuou-se uma análise aprofundada do que seria expectável
na monitorização e gestão de um contrato tipo PPP em comparação com o disposto no contrato
analisado.
Destacam-se alguns aspectos no âmbito da monitorização e gestão de contratos que, integrando a
maior parte dos modelos de PPP objecto de pesquisa, não tiveram eco no modelo português do
concurso eólico analisado. Refere-se, como exemplo, a inexistência de plano de step-in e plano de
contingência. No entanto, a questão da flexibilidade do contrato está largamente demonstrada em
variadíssimas cláusulas, podendo-se garantir que não foram deixadas lacunas, considerando-se que
situações imprevistas à data do contrato poderão vir a ser integradas à posteriori, caso se entenda vir
a justificar-se.
Considera-se ainda que o contrato eólico analisado contempla todos os pontos que interessa
analisar, nomeadamente os referentes à monitorização do desempenho e à monitorização do
relacionamento entre as partes e gestão de conflitos.
7.2. Desenvolvimentos futuros
Apesar da energia eólica ser, actualmente, uma das principais apostas de entre as opções
disponíveis de energias renováveis, é, só por si, claramente insuficiente para fazer face às
necessidades crescentes de energia no país. Com isto, entende-se que a opção eólica deve ser
sempre uma entre as demais fontes de energia renovável e sempre numa perspectiva de
complementaridade. Nesta sequência, seria interessante desenvolver estudos futuros acerca dos
processos concursais utilizados nos vários tipos de energia renovável, dando especialmente ênfase a
aspectos relacionados com as condições de acesso ao negócio, riscos associados e avaliação das
condições de contrato.
Ainda referindo o aspecto das condições de acesso ao negócio de cada renovável, a realização de
uma análise comparativa dos sistemas de remuneração, constitui também um estudo de cariz
80
bastante atraente. A par desta sugestão, menciona-se também o interesse na realização de análises
comparativas das condições de concurso das diversas fontes renováveis, nomeadamente no que se
refere à comparação dos critérios e subcritérios e respectivas ponderações.
Seria também atractiva a realização de um estudo comparativo dos riscos associados às várias
fontes renováveis, bastante mais aprofundado do que o apresentado nesta dissertação, identificando
as suas causas mais prováveis e definindo as respectivas estratégias de mitigação.
No aspecto da monitorização e gestão dos contratos PPP, seria vantajoso perceber quais as várias
relações contratuais em jogo, consoante se tratem de projectos de energia eólica, biomassa, solar, ou
outras. Ainda sobre este aspecto, teria interesse comparar as práticas de monitorização e gestão de
contratos tipo PPP utilizadas nos vários tipos de projectos de energia renovável, inferindo sobre quais
os que apresentam um modelo mais adequado.
Um outro tópico bastante interessante e actual para a discussão e desenvolvimentos futuros assenta
na comparação dos modelos de PPP utilizados em concursos de energia eólica, entre o caso
português e o caso de países pioneiros neste sector, como são os casos, por exemplo, dos Estados
Unidos da América e Alemanha.
Apesar de estes aspectos, pela sua importância, terem sido objecto de alguma reflexão durante a
elaboração desta dissertação, não puderam ser, de alguma forma, abordados, dada a extensão de
informação inerente ao seu desenvolvimento e a correspondente dificuldade na sua inclusão neste
trabalho.
81
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A.1
ANEXOS
A. Energias Renováveis
A.1. Energia Hídrica
A.1.1 Enquadramento
A energia hídrica tira partido dos cursos de água nos rios para produzir electricidade. São utilizados
desníveis naturais ou artificiais para o aproveitamento da queda de água que contém energia cinética
e que por conseguinte poderá ser convertida em energia eléctrica. Este tipo de energia pode ser
aproveitado por via de dois sistemas de aproveitamento: Grande Hídrica e Mini-Hídrica com uma
potência geralmente inferior a 10kW.
O sistema de uma grande hídrica é formado por um reservatório, uma barragem, uma conduta de
admissão de água, uma turbina e um gerador. A água proveniente dos rios é armazenada no
reservatório, acumulando uma certa quantidade de energia potencial; à medida que as portas da
barragem de abrem, a água flui através da conduta até à turbina, originando energia cinética; a
turbina (por exemplo do tipo Francis) com a chegada da água, entra em movimento transformando a
energia cinética em energia mecânica; esta energia é transmitida pelo veio da turbina ao gerador,
transformando-a em energia eléctrica; por fim, as linhas de alta tensão fazem o transporte da energia
eléctrica.
No que diz respeito ao sistema de aproveitamento por via de uma mini-hídrica, este é composto por
um dique (ou canal), uma conduta, uma turbina e um gerador. A água dos rios é armazenada em
pequenos reservatórios ou parcialmente desviada através de canais; à medida que as condutas se
abem, a água avança até à turbina, transformando a energia potencial contida no reservatório em
energia cinética; a turbina (por exemplo do tipo Pelton) entra em movimento transformando a energia
cinética em energia mecânica; esta energia é transmitida pelo veio da turbina ao gerador,
transformando-a em energia eléctrica; por fim, as linhas de alta tensão fazem o transporte da energia
eléctrica.
Para além de ser uma fonte de energia limpa, renovável e bastante rentável, a energia hídrica tem
algumas desvantagens, acima de tudo ambientais. A grande hídrica comparativamente com as
centrais mini-hídricas apresentam claramente mais inconvenientes, uma vez que estas ultimas
apenas demonstram problemas na fase de construção, o que comparativamente com os benefícios
depois da entrada em funcionamento da central, pouco significado têm os em impactes negativos.
Para além de muito dispendiosa em termos de construção, a grande hídrica tem necessidade de
grandes quantidades de água para poder funcionar. No que diz respeito ao impacte ambiental, a
construção deste tipo de barragem pode provocar perdas e alteração de vegetação e fauna no rio,
alterações de migração dos peixes e até mesmo interferência no transporte de sedimentos. Aspecto
ainda a ter em conta é o facto deste tipo de aproveitamento depender directamente da pluviosidade.
A.2
A.1.2 Mini-Hídrica
A.1.2.1 Internacional
Segundo ESHA (2004), em todo o mundo, a hidroelectricidade fornece cerca de 17% da produção
total de energia eléctrica, com uma capacidade instalada de cerca de 720 GW, correspondendo de
longe à mais importante fonte renovável para produção de energia. Relativamente à contribuição
mundial das CMH, estas assemelham-se às restantes energias renováveis com uma capacidade
eléctrica de cerca de 1%-2% da capacidade total, totalizando cerca de 61GW. A Europa com um total
de 13 GW de capacidade instalada constitui a segunda maior contribuição para a capacidade
instalada mundial, perdendo apenas o continente Asiático.
A.1.2.2 Situação em Portugal
Em 1988, a publicação do Decreto-Lei nº.189/88, de 27 de Maio, deu inicio à actividade de produção
independente de energia eléctrica de pessoas singulares ou colectivas públicas ou privadas, com o
limite de 10 MW de potência instalada. Este quadro legal originou um grande impulso no que se
refere à instalação de pequenas centrais hidroeléctricas (PCH), pois, com todas as vantagens e os
incentivos financeiros associados, houve uma nova vaga de pedidos de licenciamento principalmente
nas regiões Norte e Centro do país.
Segundo dados do Relatório Síntese (ADENE/ INETI, 2001)), até ao ano de 2001, em Portugal
existiam 98 centrais de aproveitamentos mini-hídricos, das quais 78 (correspondente a 200 MW de
potência instalada) eram centrais de Produção em Regime Especial (PRE) e 20 (correspondente a 56
MW de potência instalada), centrais do Sistema Eléctrico Não Vinculado (SENV). Estas 98 centrais
perfaziam um total de 256 MW de potência instalada e uma produção de 815 GWh/ano.
Segundo a DGEG, dados estatísticos relativos a Maio de 2009 apontam que a potência total instalada
em aproveitamentos hidroeléctricos até 10 MW é de 309 MW, com uma produção estimada de 454
GWh. Em perspectivas futuras, as previsões apontam para uma potência instalada entre os 500 e
600 MW e uma produção estimada anual de 1500 a 1800 GWh (ADENE/ INETI (2001))
Embora Portugal apresente boas condições para a concretização das CMH, a sua taxa de realização
é muito baixa, devido a um conjunto de situações que impede o processo de licenciamento, dos quais
se destacam:
Dificuldades nos processos de licenciamento, onde intervêm uma série de entidades sem
coordenação entre elas;
Problemas na ligação à rede eléctrica por insuficiências da mesma;
Falta de critérios objectivos para a emissão de pareceres das diversas entidades;
A.3
Restrições ambientais. Em certos locais com potencial exploratório, o impacte ambiental ou a
legislação podem inviabilizar estes processos;
Falta de recursos humanos face ao número de pedidos, leva a que os processos se tornem
morosos.
A.1.3 Grande Hídrica
A.1.3.1 Situação Internacional
O maior aproveitamento hidroeléctrico mundial encontra-se na China, no Rio Yangtzé e foi concluído
no fim de 2008. Dados referentes a essa altura, apontam que em 2009, com a instalação de 26
turbinas, a capacidade da barragem será de 18,2 GW.
Contudo, anteriormente à construção desta barragem de grande porte, a barragem de Itaipu, no
Brasil, consistia na maior do mundo, com 20 unidades geradoras que perfazia um total de 14 GW de
potência instalada. Porém, para além de já não ser considerada a maior barragem do mundo em
termos de capacidade instalada, a nível de produção continua a liderar com cerca de 93 428 GWh
(produção histórica no ano 2000), ao passo que a barragem chinesa tem uma previsão de produção
anual de 84,7 GWh.
A.1.3.2 Situação em Portugal
A energia hídrica representa o melhor exemplo de êxito de produção eléctrica recorrendo a energias
renováveis em Portugal. O potencial de aproveitamento desta energia está distribuído por todo o país
com maior concentração sobretudo nas zonas Norte e Centro, como se pode verificar na figura A.1.
Figura A.1: Distribuição da capacidade instalada das grandes Centrais hidroeléctricas em Portugal em 2008 (Fonte: DGEG)
A.4
No entanto, sendo um dos países com mais atributos para o aproveitamento de energia hídrica,
Portugal apenas aproveita 46% do seu potencial hídrico.
No sentido de optimizar a utilização do potencial hídrico existente foi elaborado um plano estratégico
nacional em 2007 para a energia hídrica. Este plano denominado por plano Nacional de Barragens de
Elevado Potencial Hídrico (PNBEPH), previa a construção de 10 barragens com o objectivo de
totalizar 7000 MW de potência instalada no ano de 2020, evoluindo assim de um aproveitamento
hídrico de 46% para 70% (figura A.2). Esta meta coloca Portugal na média dos países europeus.
Figura A.2: Potencial hídrico não aproveitado e capacidade instalada desde 1975 (Fonte: Palma, 2009; PNBEPH)
A figura A.3 ilustra a perspectiva de evolução da capacidade instalada hídrica em Portugal.
Figura A.3: Perspectiva de Evolução da capacidade instalada hídrica em Portugal (Fonte: MEI, 2007)
De 25 aproveitamentos hidroeléctricos pré-determinados, foram escolhidas as referidas 10 barragens
integrantes do PNBEPH, que em conjunto permitissem o cumprimento do objectivo estratégico acima
referido. Esta selecção foi feita após se realizarem estudos que visassem definir a configuração a
adoptar para cada aproveitamento, bem como avaliar a capacidade de aproveitamento de energia e
estimar os respectivos custos de execução. Todos os aproveitamentos em questão foram objecto de
uma avaliação técnica, económica, social e ambiental comparativa.
A.5
No quadro A.1 encontram-se as características técnicas definidas para os diferentes aproveitamentos
seleccionados, correspondendo estas a uma fase preliminar, visando apenas e essencialmente a
comparação e selecção dos aproveitamentos.
Quadro A.1: Principais características dos aproveitamentos seleccionados para o PNBEPH (Fonte: PNBEPH)
Conforme enunciado no documento “Parcerias Público-Privadas e Concessões - Relatório de 2009”
publicado pela Direcção Geral do Tesouro e Finanças (DGTF (2009)), “a Lei da Água (Lei n.º
58/2005, de 29 de Dezembro) determinou a reformulação do regime de utilização de recursos
hídricos criando, por um lado, um novo quadro de relacionamento entre o Estado e os utilizadores
dos recursos hídricos, baseado no reconhecimento da garantia dos direitos do uso privativo de um
bem público e, por outro, a introdução da figura da concessão para a utilização de recursos hídricos
por particulares”.
Os empreendimentos hidroeléctricos abrangidos pelo PNBEPH foram realizados em regime de
concessão, cabendo ao privado o financiamento da construção, exploração e manutenção das infra-
estruturas das novas barragens, mediante o pagamento ao Estado concedente dos direitos de uso da
água.
No quadro A.2 sintetizam-se algumas características dos contratos subjacentes a cada barragem
integrante do Plano Nacional de Barragens:
Quadro A.2: Listagem das 10 barragens integrantes do PNBEPH
Concessionário Prazo de Concessão Produção hidroeléctrica Investimento
Foz Tua EDP 75 anos 324 MW 340 milhões €
Fridão EDP 65 anos - 161 milhões €
Alvito
Padroselos
Iberdrola 65 anos 424 MW > 1.000 milhão € Gouvães
Daivões
Vidago (Alto Tâmega)
Almourol Sem propostas
Pinhosão
Girabolhos Endesa 65 anos 355 MW 360 milhões €
A.6
A.2. Energia Solar
A.2.1 Enquadramento
A energia solar representa um dos maiores potenciais a nível de energias renováveis. A energia solar
é cada vez mais economicamente vantajosa para os consumidores de energia, pois os sistemas de
aproveitamento desta energia, além de serem pouco poluentes, necessitam de pouca manutenção
periódica. Estes sistemas têm cada vez mais potência em virtude do avanço da tecnologia e
apresentam cada vez menores custos. Porém, uma vez que as condições climatéricas são muito
variáveis e só existe sol apenas durante o dia, nem sempre as quantidades de energia são
produzidas de forma constante, o que por si só constitui uma desvantagem.
Desvantagem é também a forma de armazenamento deste tipo de energia renovável relativamente a
outras formas de energia como os combustíveis fósseis, a energia hídrica ou a biomassa, uma vez
que apresenta níveis de eficiência muito inferiores.
A conversão da energia solar pode ser feita por via activa ou passiva. A forma activa de converter
energia solar assenta directamente na transformação dos raios solares em energia térmica ou
eléctrica, enquanto que a forma passiva visa as opções construtivas com vista a aproveitar a energia
solar para o aquecimento dos edifícios.
Para a conversão de energia solar em energia térmica, são utilizados sistemas solares térmicos. As
aplicações mais correntes deste tipo de sistema são o sector doméstico, a produção de águas
quentes sanitárias e climatização de piscinas, entre outras. Como maior desvantagem destes
sistemas destaca-se o seu elevado investimento inicial, sendo no entanto esta forma de conversão de
energia a mais frequente.
No que diz respeito à conversão de energia solar em energia eléctrica, são usados sistemas
fotovoltaicos compostos por material semicondutor que ao receber a radiação solar, produz corrente
eléctrica. Estes sistemas comparativamente aos anteriormente citados, são claramente menos
empregues, pois para além de também terem um custo inicial elevado, apresentam baixo rendimento
de conversão de energia e em situações de grande necessidade de energia não são rentáveis. Como
vantagens dos sistemas fotovoltaicos salienta-se a sua alta fiabilidade, fácil portatibilidade, custos de
operação reduzidos e custos de manutenção praticamente inexistentes.
Estes sistemas de conversão de energia solar, apesar de terem custos iniciais bastante elevados,
após a instalação das unidades de captação e armazenamento, poderão tornar-se, a longo prazo,
bastante vantajosos permitindo a obtenção de uma energia limpa e gratuita.
A.2.2 Situação Internacional
Embora se tenha verificado, nos últimos anos, um significativo crescimento da produção mundial de
electricidade com base no recurso solar fotovoltaico, a capacidade instalada para produção de
A.7
energia eléctrica, com base em energia solar fotovoltaica, representa actualmente apenas cerca de
0,25% da capacidade de produção eléctrica mundial.
A Alemanha representa actualmente cerca de 45% do total da capacidade instalada mundial,
enquanto que o Japão, os Estados Unidos e a Espanha representam um peso na capacidade mundial
de cerca de 30%, 10% e 6%, respectivamente. A figura A.4 representa a perspectiva de evolução de
capacidade instalada de energia fotovoltaica, mundialmente, até ao ano de 2020.
Figura A.4: Capacidade cumulativa instalada de energia fotovoltaica mundial, por ano, em MW (Fonte: Greenchipstocks, 2009)
A.2.3 Situação em Portugal
Portugal é um dos países europeus com maior disponibilidade e capacidades de aproveitamento
solar. Com a inauguração da maior central de energia solar do mundo em 2008 no concelho de
Moura, Portugal posicionou-se na linha da frente no que toca a este tipo de energia renovável. A
central fotovoltaica da Amareleja (Moura) distribuída por 250 hectares totaliza uma capacidade
instalada de 46,41 MW e deverá produzir, durante os próximos 25 anos, 93 GWh de energia por ano,
uma produção suficiente para abastecer uma população de 35 mil habitações da região e para
poupar cerca de 90 mil toneladas de emissões de gases com efeito de estufa.
Sendo a Amareleja conhecida como a cidade mais quente e com mais horas de céu aberto de
Portugal, detendo os recordes de temperatura máxima no verão, tratou-se de um aproveitamento
excelente das condições climatéricas da região, em perfeita sintonia com o meio ambiente. O sistema
conta com 2.520 seguidores solares, com 104 painéis fotovoltaicos cada. É de notar que a área
necessária para a central é bastante elevada, o que em comparação com a área necessária para
uma central eólica, se traduz numa desvantagem. É também de salientar os elevados custos
associados à execução e montagem das centrais fotovoltaicas, bem como a importância do seu
policiamento.
Para além da Central propriamente dita, o projecto engloba ainda uma fábrica de painéis
fotovoltaicos, o que originará mais cerca de 100 a 110 postos de trabalho, a juntar aos cerca de 220
A.8
postos de trabalho temporário na fase de instalação da central e dos cerca de 15 postos de trabalho
permanentes para serviços de manutenção.
Em Portugal, para além da central da Amareleja, existem outras sete centrais, sendo três no
Concelho de Ferreira do Alentejo, duas no Concelho de Mértola e uma no Concelho de Almodôvar.
A figura A.5 ilustra a potencialidade, de Portugal e da Europa, em termos de aproveitamento solar.
Figura A.5: Irradiação Solar horizontal anual em Portugal e na Europa (Fonte: PVGIS)
Para uma melhor percepção do estado de evolução da energia solar em Portugal, apresenta-se na
figura A.6 a evolução até ao ano de 2004 e a perspectiva de evolução da área de colectores solares
instalados em Portugal até ao ano de 2010. Em 2004 apuraram-se 16.088 m2 de colectores solares
instalados, dos quais 44% representavam pequenos sistemas domésticos e 56% grandes sistemas.
Figura A.6: Evolução da área de colectores solares instalados em Portugal (Fonte: DGEG)
A.9
A.3. Energia das Ondas
A.3.1 Enquadramento
O aproveitamento da energia das ondas é também uma forma de produzir energia eléctrica. A
energia captada pelo movimento oscilatório das ondas do mar é certamente uma das energias que
apresenta maior potencial de exploração, pois a quantidade de água dos oceanos cobre cerca de ¾
da superfície da terra.
Para este aproveitamento é necessário escolher estrategicamente os locais de implantação dos
sistemas apontando sempre para onde as ondas são continuamente altas. Tal facto pressupõe que a
central seja suficientemente resistente de modo a suportar as condições adversas a que está
exposta.
Existem diversos tipos de ondas no oceano, sendo as ondas originadas pelo vento as que mais
parecem apresentar maior potencialidade de aproveitamento, pois uma vez formadas, percorrem
grandes distâncias dissipando pouca energia.
Para além de haver uma grande extensão desta fonte renovável, tal não significa que este tipo de
energia esteja já em grande evolução. Pelo contrário, existem diversas dificuldades que acompanham
o nível de exploração deste sector, tendo por isso, relativamente a outras energias renováveis,
tecnologias pouco desenvolvidas.
Como barreiras à exploração e utilização da energia das ondas destacam-se o facto de ser uma
técnica dependente das variações sazonais, de abarcar elevados estudos de preparação e
tecnologias bastante dispendiosas e também o facto de existir uma certa irregularidade da amplitude
de onda, fase e direcção, acarretando pouca eficiência energética.
O maior obstáculo encontrado neste tipo de energia renovável reside principalmente na dificuldade de
transformação da totalidade da energia proveniente das ondas em energia eléctrica.
Relativamente às tecnologias já desenvolvidas, estas são classificadas de acordo com a distância e a
localização da instalação à costa salientando-se as estruturas On-shore (ou Shoreline) e as
estruturas Off-shore.
No que diz respeito às estruturas on-shore (na costa ou relativamente perto desta), estas localizam-
se habitualmente em águas pouco profundas, geralmente entre os 8 e os 20 metros de profundidade.
O sistema on-shore com maior êxito designa-se por sistema de coluna de água oscilante30
e consiste
na existência de colunas de água que se encontram parcialmente cheias e têm um canal aberto para
o exterior por onde sai o ar. Ao aproximar-se e afastar-se a onda, a água localizada no interior da
coluna, respectivamente, sobe e desce. No canal de comunicação de entrada e saída de ar está
fixada uma turbina ligada ao gerador eléctrico e que se move conforme o movimento de ar na coluna.
As estruturas Offshore (fora da costa) estão situadas em águas profundas, frequentemente a cerca
de 25 a 50 metros de profundidade.
30
Tradução directa do termo anglo-saxónico Oscillating Water Column (OWC)
A.10
A.3.2 Situação Internacional
A energia das ondas é um recurso que tem grandes potencialidades a nível mundial. O European
Marine Energy Centre (EMEC) enumerou cerca de 100 projectos de energia das ondas, muitos dos quais
ainda se encontram em fase de pesquisa e de desenvolvimento. Para além de já haver tecnologia neste
sector, é necessário muito tempo até que as tecnologias ganhem maturidade e para que os projectos
andem para a frente.
Ilustra-se na figura A.7 a potencialidade do recurso da energia das ondas, em termos mundiais.
Figura A.7: Distribuição mundial do recurso da energia das Ondas em kW/m ou MW/km (Fonte: Wave energy Centre, 2004)
Os modelos de protótipo estão em fase de teste em todo o mundo, contudo, existem dois países que se
posicionam na linha da frente: Portugal e o Reino Unido.
A.3.3 Situação em Portugal
Portugal, sendo um país com uma faixa costeira muito extensa e uma ondulação de excelentes
características (densidade de energia bastante elevada e batimetria adequada), apresenta condições
bastante favoráveis à exploração da energia das ondas. É também um dos países mais empenhados
na investigação a nível mundial.
Portugal tem uma posição de liderança e de prestígio no que toca a conhecimento técnico-científico
acerca da energia das ondas, sendo bom exemplo disso a central On-shore da Ilha do Pico nos
Açores. Esta central com 400 KW de potência instalada e que permite fornecer cerca de 10% do
consumo de energia da ilha, foi a primeira central no mundo a produzir electricidade a partir das
ondas, de uma forma regular.
Em funcionamento desde o ano de 2004, esta unidade nunca funcionou em pleno, devido às
inundações ocorridas nas fases de testes da central, correndo-se mesmo o risco de se verificar o seu
encerramento, caso não surjam novos financiadores.
Como país pioneiro nesta área, Portugal inaugurou em 2008 o primeiro parque mundial de
aproveitamento de energia das ondas, o parque de Ondas de Aguçadoura ao largo da Póvoa do
A.11
Varzim. Esta central com uma potência instalada de 2,25 MW, embora se trate de um modelo
orientado para testes e ajustamento, está actualmente a produzir e a injectar potência na rede.
Este parque, conforme explícito no Decreto-Lei nº 5/2008, de 8 de Janeiro, pretende fomentar o
desenvolvimento tecnológico e a instalação de equipamentos de aproveitamento de energia das
ondas, atraindo para o País empresas promotoras e produtores de tecnologia.
Outro projecto a decorrer é na zona piloto ao largo de São Pedro de Moel, que contará com uma
potência instalada total de 80 MW, com a previsão futura de chegar aos 250 MW. Prevê-se que o
módulo seja abrangido numa área de 320 Km2, entre os 30 metros e os 90 metros de profundidade.
Com a preparação de uma zona marítima para a instalação de projectos-piloto visa-se o
desenvolvimento de novas tecnologias, que possibilitem, simultaneamente, o aproveitamento deste
potencial energético e a criação de um “cluster” industrial ligado à energia das ondas.
A costa Portuguesa, dada a sua grande extensão, apresenta um potencial de utilização estimado em
mais de 250 km, havendo condições que torna viável a instalação de futuros parques off-shore.
Estimando-se em 20 MW o valor da potência instalada por quilómetro, admite-se que ao longo de 250
km a potência instalada poderá atingir os 5 GW. A figura A.8 ilustra a localização das zonas costeiras
portuguesas onde é viável o aproveitamento da energia das ondas.
Figura A.8: Localização das zonas de possível aproveitamento da energia das Ondas em Portugal (Fonte: adaptado de EDP Renováveis, 2009)
A rede eléctrica na faixa litoral de Portugal, onde a densidade populacional é mais elevada e onde se
verificam os maiores consumos de energia eléctrica, oferece as condições necessárias à interligação.
O desenvolvimento da energia das ondas constitui uma grande oportunidade de desenvolvimento
para vários sectores da actividade económica e científica, admitindo-se a possibilidade de criação de
muitos postos de trabalho.
A.12
Prevê-se que em 2025 cerca de 20% da electricidade consumida em Portugal tenha origem em
centrais off-shore. No entanto, este valor foi estimado com base no pressuposto do constante
aperfeiçoamento das diferentes tecnologias.
A.4. Energia das Marés
A.4.1 Enquadramento
O aproveitamento da energia das marés para a produção de energia eléctrica é feito através dos
desníveis de água que resultam das subidas e descidas do nível da água (maré cheia e maré vazia) e
pode ser realizado através de barragens ou através de turbinas.
Quanto ao sistema de barragem, o aproveitamento é feito quando os níveis da água são
suficientemente diferentes em ambos os lados da barragem, procedendo-se à abertura das portas,
permitindo que a água flua e active as turbinas. Estas barragens devem ser bastante resistentes
devido às condições adversas em que se encontram.
Quando se usa o sistema composto por turbinas, há a preocupação de as posicionar
estrategicamente nas entradas de baías e rios onde as correntes são mais rápidas. Estas turbinas
são semelhantes às turbinas utilizadas para a energia eólica, com a única diferença que estas se
encontram submersas. Fazendo uma comparação deste sistema relativamente à energia eólica, é de
salientar que, como a água presente nos oceanos é muito mais densa que o ar, uma turbina
submersa consegue produzir significativamente mais energia que uma turbina eólica do mesmo
tamanho.
Embora ambos os sistemas sejam de complexa implantação, o método de aproveitamento por via de
barragens apresenta maiores implicações ambientais relativamente ao método de aproveitamento por
turbinas, dado que ocupam uma maior área de implantação, o que pode constituir barreiras nas rotas
de migração dos peixes assim como provocar problemas na renovação dos leitos dos rios.
Para que a energia das marés seja rentável, são necessárias amplitudes de marés superiores a cinco
metros, o que é pouco frequente. Contudo, se for utilizada em larga escala, é capaz de produzir uma
boa quantidade de energia eléctrica, embora não esteja muito desenvolvida e não apresentar preços
competitivos relativamente a outras formas de energia renovável.
A.4.2 Situação Internacional
A maior central e pioneira em energia das marés localiza-se no estuário de La Rance, no norte de
França com um total de potência instalada de 240 MW. Também na Nova Escócia se encontra em
funcionamento uma central deste tipo, com cerca de 20 MW de potência instalada.
Para além dos países mencionados, este tipo de energia já se encontra desenvolvida, gerando
electricidade, em países tais como o Japão e a Inglaterra.
A.13
A.4.3 Situação em Portugal
Em Portugal as condições das marés para a produção de energia não são as mais favoráveis dado
que a diferença de nível entre a maré cheia e a baixa-mar não é suficiente para o fim em causa,
originando a que, em termos de aproveitamento destas energias renováveis, pouco haja a salientar.
Referem-se apenas os conhecidos moinhos de maré, na margem sul do estuário do Tejo, que se
encontram em funcionamento desde o século XIV. Também ao largo de Viana do Castelo, existe uma
barragem que aproveita a energia das marés.
A.5. Energia Geotérmica
A.5.1 Enquadramento
A energia geotérmica provém do calor interno da terra, calor esse que é transmitido para a crosta
terrestre essencialmente por condução.
Este recurso natural pode ser aproveitado em locais que haja actividade vulcânica, radioactividade
das rochas ou ainda em locais onde seja possível atingir estratos magmáticos.
A produção de energia geotérmica pode ter duas vertentes, pois tanto se dá a altas temperaturas (T
º> 150ºC) como a baixas temperaturas (Tº <150ºC).
No que se refere a altas temperaturas, a produção é feita em locais dotados de actividade vulcânica,
sísmica ou magmática, com o objectivo de produzir electricidade. Esta electricidade é produzida
através de uma turbina movida a vapor de água resultante do aquecimento interior da terra.
A produção a baixa temperatura é principalmente situada em locais onde se deram acidentes
tectónicos e está directamente relacionada com as águas termais. Pode ainda estar relacionada com
aplicações terapêuticas, aquecimento de piscinas, agricultura, entre outros sectores.
Este potencial de energia é muitas vezes utilizado como fonte de calor em estufas ou em bombas de
calor para aquecimento ou arrefecimento de edifícios. O aproveitamento do calor do subsolo pode ser
feito com captadores horizontais, verticais e com aproveitamento de lençóis freáticos.
A geotermia para além de apresentar elevada eficiência energética em locais de elevado potencial
geotérmico, reduzidos custos de exploração e não estar condicionada pelas condições
meteorológicas, é um recurso que se esgota com certa facilidade quando usado exaustivamente.
Aquando da sua utilização, poderá causar poluição atmosférica, sonora ou até mesmo a nível de
odores desagradáveis provenientes de gases sulfurosos que são nocivos à saúde humana. Requer
também elevados custos de investimento.
Existem três formas de produzir energia geotérmica: pedra seca quente, vapor seco e vapor húmido
misto. Estas formas de produção são directamente dependentes da temperatura e pressão localizada
no interior do reservatório.
A.14
A.5.2 Situação Internacional
Como a distância ao centro da terra depende de sítio para sítio, a utilização de energia geotérmica
varia também consoante o local. Os locais com maior instabilidade geológica são os mais dotados
desta fonte natural de energia, como é o caso da Islândia, Estados Unidos da América e a ilha dos
Açores, representando os dois primeiros os maiores produtores de energia geotérmica.
Segundo a DGEG, os Estados Unidos representam actualmente no mundo, a maior produtividade de
energia geotérmica, com cerca de 47% da produção mundial. As figuras A.9 e A.10 representam a
produção mundial de electricidade e de calor, com origem geotérmica, respectivamente.
Figura A.9: Produção Mundial de Electricidade de origem Geotérmica (Fonte: DGEG)
Figura A.10: Produção Mundial de Calor de origem Geotérmica (Fonte: DGEG)
Da observação da figura A.11, destaca-se um ligeiro aumento anual na produção de energia
Geotérmica até 2008, verificando-se um aumento de apenas 28% na capacidade geotérmica
instalada cumulativa, desde 7972 MW em 2000 até 10.200 MW em 2008. Porém, para o ano de 2020
as expectativas são bastante elevadas, esperando-se um aumento de potência instalada de cerca de
219%, alcançando o valor de 32.592 MW.
Figura A.11: Previsão de potência instalada cumulativa de energia Geotérmica no mundo até 2020. (Fonte: Greenchipstocks, 2009)
A.5.3 Situação em Portugal
Em Portugal continental existem essencialmente aproveitamentos de baixa temperatura ou termais.
A.15
Os aproveitamentos termais são normalmente divididos em aproveitamentos de pólos termais já
existentes em que as temperaturas rondam dos 20ºC aos 76ºC e aproveitamentos de aquíferos
profundos de bacias sedimentares. Exemplos destes dois aproveitamentos são nomeadamente os
existentes em Chaves e o hospital da força aérea do Lumiar respectivamente.
As figuras A.12 e A.13 representam os locais com maior potencialidade em termos de aproveitamento
geotérmico em Portugal.
Figura A.12: Ocorrências termais em Portugal Continental (Fonte: DGEG)
Figura A.13: Áreas com potencialidades geotérmicas e gradiente geotérmico médio em Portugal
(Fonte: INETI)
º
Por outro lado, é possível afirmar que, considerando tecnologias disponíveis, existe potencial para a
realização de outras instalações praticamente em todo o país. Uma dessas tecnologias seria a
aplicação de bombas de calor geotérmicas (BCG) que visa o aproveitamento do potencial térmico da
água subterrânea à temperatura normal. Este tipo de procedimento irá permitir o aquecimento e
climatização dos espaços e poderá representar um potencial de 12 MWt.
No que se refere à produção de energia eléctrica por via geotérmica, a ilha de São Miguel, nos
Açores, é o território português onde se pode verificar em maior quantidade este tipo de
aproveitamento, pois em virtude das suas características vulcânicas, os seus reservatórios
geotérmicos com interesse têm temperaturas que ultrapassam os 200ºC. Nesta ilha existem dois
aproveitamentos no campo Geotérmico: a Central da Ribeira Grande com uma potência de 13 MW
(de 1994) e a Central do Pico Vermelho, com uma capacidade produtiva de 10 MW (de 2006), cuja
produção combinada contribuiu, no ano de 2008, com cerca de 40% na estrutura de produção da ilha.
Para além da ilha de S. Miguel, a ilha Terceira apresenta também actualmente potencialidade para a
exploração deste tipo de recurso, sendo prevista a entrada em exploração da nova central geotérmica
A.16
(Geoterceira) para o final de 2011 com uma potência de 12 MW. Estima-se que após a sua
inauguração, esta central contribua em 38% na estrutura de produção da ilha.
A produção geotérmica no arquipélago dos Açores constitui uma ferramenta de elevada importância
na sua economia, pois, só esta fonte renovável contribui com 21% na estrutura de produção, o que
somado à produção hídrica e eólica, proporciona uma autonomia energética de cerca de 27%.
Estudos de avaliação do potencial geotérmico já efectuados apontam para a possibilidade técnico-
económica de instalação de aproveitamentos geotérmicos noutras ilhas, como sejam o Faial com
7.500 kW e o Pico com 5 MW.
Existe também um potencial de aproveitamento a baixa temperatura no Funchal, ilha da Madeira.
A.6. Biomassa
A.6.1 Enquadramento
A Biomassa é provavelmente uma das mais antigas formas de energia renovável e tem origem no
processo da fotossíntese que faz com que as plantas transformem a energia solar em energia
química, podendo esta depois ser convertida em energia eléctrica, combustível ou calor.
Esta fonte de energia renovável pode assumir as formas sólida, gasosa e líquida.
A biomassa sólida provém de produtos e resíduos de actividade agrícola (tanto vegetal como animal),
florestal e industrial e de elementos biodegradáveis dos resíduos industriais e urbanos. A biomassa
gasosa (biocombustíveis gasosos) resulta dos efluentes agro-pecuários e dos resíduos sólidos
urbanos ao passo que a biomassa líquida tem origem nos biocombustíveis líquidos que apresentam
maior potencial de utilização, sendo os mais utilizados o biodiesel, o etanol e o metanol.
Do ponto de vista técnico, a biomassa constitui um grande potencial de transformação de energia,
tanto para fins eléctricos (produção dedicada) como para fins térmicos (cogeração).
Do ponto de vista ambiental, a biomassa contribui não só para a redução dos níveis de emissão de
gases com efeito de estufa uma vez que contém, em geral, menor quantidade de agentes poluentes à
atmosfera comparativamente com os combustíveis fósseis, mas também para minimizar os riscos de
incêndio florestal, reduzindo combustíveis que possam agravar a propagação de incêndios aquando
da limpeza da floresta. Como principais obstáculos ao aproveitamento da floresta destacam-se a falta
de equipamentos para sistemas de recolha apropriada, ausência de uma estrutura do sector e uma
grande agressividade dos sectores concorrentes como é o caso do sector do gás.
Contudo, este tipo de energia renovável apresenta também aspectos negativos, como o facto de a
produção dos biocombustíveis promover a poluição atmosférica (embora seja uma poluição inferior à
causada pelos combustíveis fósseis) e também por estar associada, na maioria dos casos, a
intensivas explorações agrícolas que utilizam fertilizantes e pesticidas bastante poluentes e à
desflorestação de áreas muito vastas.
A.17
A.6.2 Situação Internacional
A utilização de biomassa na Europa distribui-se de acordo com a figura A.14:
Figura A.14: Utilização de biomassa na Europa (Fonte: Teixeira, 2009)
Salienta-se o caso da Finlândia, onde se situa a maior central de biomassa da Europa e do Mundo.
Trata-se da central de Alholmens Kraft, a qual emprega 400 pessoas, para além de outras 200
ligadas directamente à actividade da central.
Esta unidade só por si fornece 240 MW relativamente à vertente electricidade.
A.6.3 Situação em Portugal
Com o início da construção de um novo Sistema Eléctrico Nacional (SEN) em 1998, a produção de
energia eléctrica com biomassa passou a poder ser feito em dois regimes (ambos PRE) – regime da
cogeração com fontes renováveis e regime das “Energias Renováveis” – respectivamente com as
associações profissionais COGEN e APREN (ver figura 3.1).
O aproveitamento de energia provinda da Biomassa teve início em Portugal há relativamente pouco
tempo, sendo que a primeira central a ser inaugurada teve lugar em Mortágua no ano de 1999. Esta
central de biomassa florestal apresenta uma potência instalada de 9 MW.
Portugal definiu, em 2003, os seus objectivos para as energias renováveis, sendo de 150 MW a
contribuição para a biomassa. Esta meta foi mais tarde alterada para 250 MW, correspondente a 5%
da produção de electricidade.
A.18
Esta meta dificilmente será cumprida em 2010, um vez que, ao nível das centrais dedicadas31
, dos 12
MW instalados em 2005, passou-se para uma potência de 24 MW, distribuídos pelas centrais de
Mortágua, RodãoPower e Centroliva. Isto representa apenas cerca de 10% dos 250 MW planeados.
Acresce ainda referir que para colocar uma central em funcionamento são necessários cerca de dois
anos e meio.
Atendendo a que a principal fonte de biomassa em Portugal é a floresta, e que esta cobre cerca de
38% da área total do território nacional, podendo ser aumentada até 60%, faz todo o sentido uma
forte aposta na biomassa florestal. O aproveitamento da biomassa para fins energéticos representa
não só a dinamização do sector e a criação de empregos em zonas rurais, como também promove a
redução dos riscos de fogos florestais.
Na sequência da meta imposta para Portugal, foram lançadas a concurso em 2006, 15 novas centrais
termoeléctricas de biomassa florestal para atribuição de capacidade de injecção de potência na rede
do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP), totalizando um valor de 100 MW.
As referidas centrais são de dois tipos, diferindo apenas na potência instalada de cada uma. Umas
inserem-se no intervalo de potência entre os 2 MW e os 6 MW, tendo como principal objectivo a
instalação de unidades locais de pequena dimensão, tomando como ideia base o desenvolvimento
local. O outro tipo de centrais insere-se no intervalo de potências entre 10 MW e 12 MW, orientadas
essencialmente para grupos industriais, garantindo um maior raio de recolha de biomassa florestal.
A escolha da distribuição geográfica das centrais teve em conta aspectos que visassem privilegiar
zonas com elevada fitomassa, elevado risco estrutural de incêndio e potência disponível.
Para o concurso dessas centrais, os critérios de avaliação das propostas, assentaram basicamente
nos seguintes pontos:
Caracterização do combustível da central (30%)
Solidez e sustentabilidade do fornecimento à central (45%)
Tecnologia e eficiência energética (20%)
Inovação e dinamização do sector (5%)
Das 15 centrais lançadas a concurso, apenas 13 obtiveram propostas, sendo que uma delas ainda se
encontra em fase de decisão no que diz respeito à escolha da empresa a adjudicar e as outras 12 já
se encontram adjudicadas. As duas restantes, não obtiveram qualquer proposta, o que, segundo a
edição de 1 de Abril de 2009 do Jornal de Negócios, se deveu principalmente à alteração das
condições de mercado. A mesma fonte refere também que “a escalada do preço dos combustíveis e
a crise financeira tornaram menos interessantes os projectos das centrais de biomassa”.
Neste momento, apenas duas das centrais adjudicadas se encontram em construção, as
correspondentes aos lotes 6 e 10. Em vias de avançar estão as centrais correspondentes aos lotes 9,
14 e 15.
31
Por centrais dedicadas entende-se centrais sem cogeração.
A.19
No quadro A.3 e na figura A.15 representa-se a lista das centrais de biomassa a concurso e as
respectivas localizações.
Quadro A.3: Lista das Centrais de Biomassa a concurso e respectivas empresas vencedoras
Nº Lote
Distrito Potência
[MW] Empresa
1 Vila Real 11 PROBIOMASSA (PROEF/ EHATB/ ESCAPITAL)
2 Vila Real 2 Sem Propostas
3 Viana do
Castelo e Braga 10
MIESE (Alberto Mesquita/ ISOLUX/ EGF)
4 Viana do
Castelo e Braga 5
OBRECOL/ San Miguel/ Forestland/ LOGISTICA FLORESTA
5 Vila Real 11 MIESE (Alberto Mesquita/ ISOLUX/ EGF)
6 Castelo Branco e Guarda
2 TAVENERGIA (CIMA/ INSPECENTRO)
7 Bragança 2 Sem Propostas
8 Viseu e Guarda 10 Júri ainda não publicou
9 Viseu 5 Nutroton/JVC/TECNEIRA/NORMAIO/ Forestland
10 Castelo Branco e Coimbra
3 PALSER
11 Castelo Branco 10 BIOMASSAS COVILHÃ (HIDURBE/ Fomentinvest/ SOBION/ ESCAPITAL)
12 Castelo Branco 10 BIOMASSAS SERTÃ (HIDURBE/ Fomentinvest/ SOBION/ ESCAPITAL)
13 Portalegre 10 BIOMASSAS PORTALEGRE (HIDURBE/ Fomentinvest/ SOBION/ ESCAPITAL)
14 Santarém 6 TECNEIRA/ FORESTECH
15 Beja e Faro 3 TECNEIRA/ FORESTECH
Figura A.15: Mapa da localização das centrais existentes e futuras (Fonte: DGEG)
A.20
B. Concurso Eólico
B.1. Valorizações dos Critérios
B.1.1 Critério A. Impacte económico
Critério A1
Foi estipulado no PCC que na valorização do desconto seriam atribuídos 100 pontos aos descontos
iguais ou superiores a 5% e 0 pontos aos concorrentes que não apresentassem desconto, sendo a
pontuação dos descontos intermédios obtida por interpolação linear.
B.1.2 Critério B. Criação de um cluster industrial de apoio ao sector
Critério B1
O subcritério B1 é valorizado em função do investimento directo “equivalente” ( )
definido com base em duas vertentes: investimento em unidades fabris para a montagem de
aerogeradores (B1.1) e investimento em unidades de produção de componentes (B1.2).
Critério B2
O subcritério B2 tem em vista a valorização do investimento indirecto realizado, quer em regiões
menos favorecidas (B2.1), quer em regiões limítrofes (B2.2). É valorizado em função do investimento
indirecto “equivalente” ( ), sendo atribuído 1 ponto por cada € 5 milhões de
investimento equivalente até ao máximo de 100 pontos.
Critério B3 e B4
Os subcritérios B3 e B4 apontam para a criação de emprego directo e indirecto gerados,
respectivamente, pelo e no, Cluster Industrial, por um horizonte temporal superior a 5 anos. São
valorizados os empregos criados a vários níveis: indiferenciado (B3.1 e B4.1), especializado (B3.2 e
B4.2), técnico (B3.3 e B4.3) e de incentivo à inovação (B3.4 e B4.4).
A valorização do emprego directo é dada através da fórmula:
Por cada 7 empregos directos “equivalentes” é valorizado 1 ponto na proposta, com o limite de 100.
A valorização do emprego indirecto é dada através da fórmula:
A.21
, em que B4.5 depende da localização do emprego (1,5 para regiões menos favorecidas, 1,0 para
regiões limítrofes das regiões menos favorecidas e 0 para outras regiões).
Por cada 14 empregos indirectos “equivalentes” é valorizado 1 ponto na proposta, com o limite de
100.
Critério B5
O VAB directo e indirecto do Projecto Industrial é valorizado linearmente, cabendo 0 pontos aos
Projectos Industriais com VAB sobre vendas directas igual ou inferior a 20% e acrescentando-se 5
pontos na valorização por cada 4 pontos percentuais de VAB/ Vendas directas acima de 20%, até ao
máximo de 100 pontos.
Critério B6
O grau de coerência e solidez dos compromissos é um factor multiplicativo, não superior à unidade,
que afecta a pontuação global dos subcritérios B1 a B5, de acordo com a seguinte fórmula:
Este subcritério é valorizado tomando por base três aspectos essenciais: cronograma de execução
(B6.1), sustentabilidade do investimento (B6.2) e vínculos contratuais (B6.3) e é calculado pela
fórmula:
No que concerne ao cronograma de execução, é avaliado o detalhe do cronograma de execução do
projecto industrial e do projecto eólico (com as respectivas análises temporais PERT e diagrama de
GANTT), sendo dada especial atenção aos prazos de implementação dos investimentos directos e
dos investimentos induzidos, os postos de trabalho a criar, os volumes de produção e sua evolução,
no sentido de ser avaliada a credibilidade e coerência com que se processam esses investimentos.
É ainda de referir o prazo limite de 24 meses a partir da data de celebração do contrato, para a
concretização do investimento proposto no projecto industrial. Este prazo procura promover o
desenvolvimento e consolidação de uma fileira industrial durante o período de concretização do
protocolo de Quioto.
As propostas são avaliadas com uma valorização de 0 a 100, de acordo com a decisão do júri.
Relativamente à sustentabilidade do investimento directo associado à produção de bens e serviços
necessários ao aproveitamento de energia eólica, são considerados factores como o horizonte
A.22
temporal (B6.2.1), o rácio carteira firme de encomendas/ vendas anuais (B6.2.2) e o rácio exportações/
vendas (B6.2.3).
O horizonte temporal é valorizado com 6 pontos por cada ano de actividade previsto até ao máximo
de 100 pontos.
O rácio carteira firme de encomendas/ vendas anuais é valorizado com 12 pontos por cada ano de
vendas até ao máximo de 100 pontos.
O rácio exportações/ vendas é valorizado da seguinte forma:
Rácio <15% - 0 pontos;
15% Rácio 60% - 20 pontos, adicionados de 1,8 pontos por cada ponto percentual em
excesso de 15%
Rácio > 60% - 100 pontos
A sustentabilidade do investimento é então calculada pela seguinte expressão:
A solidez e coerência dos vínculos contratuais tem em conta as garantias de localização, o
financiamento, o cumprimento de prazos, a capacidade de atracção de investimento e
desenvolvimento de negócio constantes nas propostas, bem como o grau de vínculo das diversas
entidades envolvidas no projecto industrial e respectivo grau de compromisso, incluindo a vinculação
por parte dos diversos fornecedores.
As propostas são avaliadas com uma valorização de 0 a 100, de acordo com a decisão do júri.
B.1.3 Critério C. Gestão técnica do sistema
Critério C1
A demonstração da capacidade de gestão técnica dos agrupamentos de parques eólicos tem uma
valorização base de 30 pontos, correspondente à constituição de um centro de despacho do
agrupamento, a que se adicionam as pontuações decorrentes das funcionalidades demonstradas, de
acordo com o quadro A.4:
Quadro A.4: Funcionalidades do centro de despacho (Fonte: PCC)
Funcionalidade Pontuação Final
Gestão de controlabilidade 10
Gestão integrada de reactiva 10
Disponibilização de previsão de produção eólica 15
Capacidade de agregação para mercados 5 (a)
Ajuste de parâmetros por tele-controlo 10
(a) Apenas é valorizado em conjunto com a anterior
A.23
A esta pontuação é adicionada ainda uma parcela, com o valor máximo de 20 pontos, proporcional à
relação entre a potência adicional acolhida no centro de despacho e a potência do lote, de acordo
com a expressão:
Critério C2
A gestão de produção de energia é quantificada a partir da disponibilidade para aceitar, em horário de
super vazio, a redução da produção de energia eólica em prioridade dentro da produção renovável. A
valorização da disponibilidade é feita linearmente em termos de número de horas oferecidas pelo
concorrente a partir de 20 horas, para a capacidade de recepção a disponibilizar na rede do SEP, em
base anual, no horário de super vazio, de acordo com a seguinte função:
Critério C3
A valorização das soluções de armazenamento de energia eléctrica é quantificada em termos de
energia E, em MWh, que cada concorrente é capaz de transferir (em períodos diários) e o valor de
referência Eref (MWh), energia correspondente a 1 hora de funcionamento à potência à qual o
concorrente se candidata, de acordo com a seguinte função:
Critério C4
O controlo adicional da reactiva é valorizado da seguinte forma:
a) Controlo realizado com recurso ao sistema de conversão de energia eólica ou a dispositivos
FACTS – 100 pontos;
b) Ausência de controlo adicional – 0 pontos.
Critério C5
Este critério aponta para a disponibilização, por parte dos concorrentes, de pelo menos 5% de
“deload” relativamente à curva de extracção máxima de potência, oferecida para regulação primária
de frequência.
v(h)=
v(E)=
A.24
A participação na regulação primária de frequência é valorizada de acordo com a percentagem de
potência atribuída para a qual o concorrente se compromete a instalar essa capacidade,
correspondendo 100 pontos à situação em que essa percentagem é 100%
B.1.4 Critério D. Apoio à inovação
Critério D1
A valorização deste critério pontua o valor actual do montante total dos recursos financeiros a
disponibilizar pelo concorrente nos 6 anos seguintes à data de assinatura do contrato, cabendo a
cada proposta 1 ponto por cada € 350 milhares de incentivo, com um limite superior de 100 pontos.
A.25
B.2. Obrigações Específicas da Sociedade Promotora (ENEOP) dispostas no Contrato
Obrigações Específicas da ENEOP
Descrição
Construção e Exploração de
Parques Eólicos
Os parques eólicos devem dispor de sistemas de conversão de
energia eólica
Desconto à remuneração de
energia eléctrica
Desconto à remuneração de 5% de acordo com o tarifário que se
encontre em vigor à data da emissão da Licença de Exploração
dos Parques Eólicos
Execução do Projecto
Industrial
O Projecto Industrial corresponde ao conjunto das seguintes
Unidades Industriais: Fábrica de Pás de Rotor; Fábrica
Mecatrónica (Nacelle e módulo eléctrico); Fábrica de Geradores e
Centro Administrativo e de Formação.
Investimento Directo de 56.140.000 €
Execução de Unidades
Industrias Acessórias
As Unidades Industriais Acessórias são as seguintes: Fábricas de
Torres de Betão, de Torres e Segmentos de Aço, de Fibra de
Vidro, de Transformadores de Distribuição e Potência, de Quadros
de Média Tensão e de Armações Metálicas; Unidades de
Experimentação e Ensaio, de Serviços de Transporte, de Serviços
de Aluguer de Gruas, de Fornecimento de Instalações, de Serviços
de Construção Civil e de Equipamentos para Serviços de
Instalação eléctrica; Centros de Logística e Transporte e Centro de
Serviço.
Investimento Indirecto de 105.480.245€
Criação de Postos de
Trabalho Directos
Os Postos de Trabalhos Directos dizem respeito ao Projecto
Industrial
Criação de 700 Postos de Trabalho Directos por um período consecutivo superior a 5 anos
Criação de Postos de
Trabalho Induzidos
Os Postos de Trabalhos Induzidos dizem respeito às Unidades
Industrias Acessórias
Criação de 1.009 Postos de Trabalho Induzidos por um período consecutivo superior a 5 anos
Gestão Técnica do Sistema
Criação de dois Centros de Controlo, Despacho e Supervisão com
vista a atender aos seguintes parâmetros: Gestão da
Controlabilidade; Gestão Integrada da Reactiva; Disponibilização
da Previsão da Produção Eólica; Capacidade de Agregação de
Mercados; Ajuste de Parâmetros por Telecontrolo; Controlabilidade
Adicional; Gestão da produção (interruptibilidade); Armazenamento
de energia; Controlo Adicional de Reactiva e; Participação no
Controlo primário de frequência.
Fundo de Incentivo à
Inovação 35.000.000 € destinados ao financiamento de investigação