Geração eólica: aspectos de risco de contratação e...

UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação

Itajubá, outubro de 2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Geração eólica: aspectos de risco de contratação e garantia física no

mercado de energia elétrica.

Rodrigo Santos Costa

Tiago Henrique Alves da Costa


Itajubá, outubro de 2017

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Rodrigo Santos Costa

Tiago Henrique Alves da Costa

Geração de Energia Eólica em um Mercado de Ampla Concorrência

Monografia apresentada ao Instituto de

Sistemas Elétricos e Energia, da

Universidade Federal de Itajubá, como parte

dos requisitos para obtenção do título de

Engenheiro Eletricista.

Orientador: Eduardo Crestana Guardia


ii

Agradecimentos

Eu, Tiago Henrique, venho agradecer primeiramente a Deus, que me deu condição e

supriu todas as minhas necessidades durante todos os anos. Quero agradecer também toda

minha família, que me supriu tanto financeiramente quanto emocionalmente, em especial

minha mãe Creuza Alves, minha irmã Carol, minha avó Vitória, meu avô e pai Arílio, meu pai

Israel e minha futura esposa Laura. Gostaria de agradecer também ao orientador Eduardo

Guardia pelo suporte e pela dedicação em sempre nos ajudar. Vale lembrar o companheirismo

de todos os amigos durante o curso. “E não somente isto, mas também nos gloriamos nas

adversidades, sabendo que a adversidade produz a paciência. E a paciência a experiência, e a

experiência a esperança” (Romanos 5 : 3-4).

Eu Rodrigo gostaria de agradecer a Deus em primeiro lugar. Aos meus pais Evandro e

Maria que apesar das dificuldades sempre fizeram o possível para que eu estudasse e

conseguisse um lugar na universidade, graças ao esforço e ajuda deles. Aos meus irmãos pelo

companheirismo e paciência. Aos familiares, em especial Anderson, Auxiliadora e Luciana e

família pelo total apoio e confiança. Ao nosso Orientador Eduardo Guardia pelo suporte

incondicional e ajuda inestimável no decorrer do ano, que possibilitaram chegar até aqui. Vale

ressaltar a colaboração dos colegas, que durante todos os anos na faculdade não mediram

esforços para nos ajudar, principalmente nas dificuldades. Enfim a todos que participaram

direta ou indiretamente da nossa formação como engenheiro e principalmente como pessoa.

...Rodrigo e Tiago.


iii

Resumo

O presente trabalho tem por objetivo apresentar os aspectos gerais sobre a geração,

regulamentação e mercado de energia eólica. Primeiramente, buscou-se um entendimento geral

dos aspectos técnicos dos equipamentos (aerogeradores), estudo de potencial de geração,

fatores ambientais, viabilidade econômica e regulamentação de leilões vigente no Brasil. A

extensa revisão bibliográfica, aponta a necessidade de maior aprofundamento nesse ramo de

geração de energia, visto sua relevância e complementariedade com as fontes tradicionais de

energia. Utilizando a uma série de ventos da localidade de Triunfo-PE, foram estipuladas as

gerações de energia para uma unidade fictícia, por patamar de carga considerando para a análise

final um cenário pessimista com a velocidade do vento menos a variância da série. A base de

dados utilizada foram as séries de CMO geradas pelo NEWAVE, o PLD as Garantias Físicas

totais das geradoras eólicas e um modelo escolhido de aerogerador. De posse desse

entendimento, foi elaborado um estudo de caso, analisando uma estimativa ótima de receita

para contratos de geração de energia eólica para o ano de 2020. Essa estimativa foi calculada

utilizando uma análise de risco pelo método cVar estipulado um fator ótimo de contratação da

Garantia Física total da unidade geradora proposta pela análise citada. Com a receita obtida,

foi realizada a análise de viabilidade econômica da usina proposta. Observou-se que para um

mercado de ampla concorrência e com os níveis de risco adotados o investimento na geração

eólica se torna inviável.

Palavraschave: energia eólica, geração, leilões, mercado.


iv

Abstract

The objective of this paper is present the general aspects of wind power generation,

regulamentation and energy market issues. First, seeked the overall understanding of the

equipment technical characteristics, studies of generation potencial, environmental factors,

economical viability and the present regulamentation of auctions in Brazil. The bibliographic

review, points the need to go further in this kind of energy generation, seen its relevancy and

support to the tradicional energy sources. With the wind serie of Triunfo localized in the state

of Pernambuco in Brazil, has been calculated an approximation for the generation energy about

of the virtual wind farm seeing a pessimistic scenario. It was used the CMO (Marginal

Operation Costs) series generated in simulations on NEWAVE (program used to manage

power generation) template. It was elaborated a case study with the method cVar, searching for

the right spot of hiring the physical guarantee of the virtual wind farm through risk analyses.

An economic analyses was made using the revenue generated by contracting. With a revenue

obtained, an economic feasibility analysis of the proposed plant was carried out. It was

observed that for a market with wide competition and with the risk levels adopted, investment

in wind power generation becomes impracticable.

Key words: wind power, generation, auctions, market.


1

Sumário

1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................................................. 3

1.1 Objetivo............................................................................................................................................... 5

1.2 Estrutura do trabalho ........................................................................................................................ 5

2 REVISÃO DA LITERATURA .................................................................................................................... 6

2.1Aspectos Técnicos ............................................................................................................................... 6

2.1.1 Tecnologias existentes ......................................................................................................... 10

2.1.2 Controle de velocidade........................................................................................................ 11

2.1.3 Controle de potência ............................................................................................................ 11

2.1.4 Impactos no sistema elétrico ............................................................................................. 12

2.2 Panorama da energia eólica no Brasil............................................................................................ 12

2.3 Panorama da energia eólica no Mundo ......................................................................................... 17

2.4 Políticas de Incentivo ....................................................................................................................... 18

2.5 Modelo Nacional de Leilões ............................................................................................................ 20

2.6 Modelo de Despacho Centralizado ................................................................................................. 22

2.7 Mecanismo de Realocação de Energia (MRE) .............................................................................. 23

2.8 Programa de Incentivo às Fontes Alterativas (PROINFA) ......................................................... 24

2.9 Impactos Ambientais ....................................................................................................................... 24

3 MODELAGEM TEÓRICA ....................................................................................................................... 27

3.1 Série de ventos .................................................................................................................................. 27

3.2 Distribuição de Weibull ................................................................................................................... 27

3.3 Potência e Energia ........................................................................................................................... 29

3.4 Estipulação da Receita..................................................................................................................... 30

3.5 Análise de Risco ............................................................................................................................... 31

3.6 Análise de Viabilidade Econômica ................................................................................................. 33

3.6.1 Fluxo de Caixa ...................................................................................................................... 33

3.6.2 Método do Valor Presente Líquido.................................................................................. 34

3.6.3 Método da Taxa Interna de Retorno ............................................................................... 35

3.7 Custos ............................................................................................................................................... 35

4 ESTUDO DE CASO ................................................................................................................................... 37

4.1 Local Escolhido para o Estudo de Caso ......................................................................................... 37

4.1.1 Triunfo – PE .......................................................................................................................... 37

4.2 Série de Ventos ................................................................................................................................. 37

4.3 Histograma e Distribuição de Weibull ........................................................................................... 38

4.4 Rosa dos Ventos ............................................................................................................................... 39


2

4.5 Definição do Aerogerador ............................................................................................................... 40

4.6 Potência e Energia ........................................................................................................................... 42

4.6.1 Cenário Normal .......................................................................................................................... 42

4.6.2 Cenário Pessimista ..................................................................................................................... 44

4.7 Análise Econômica ........................................................................................................................... 45

4.7.1 Taxa Mínima de Atratividade (TMA) ............................................................................ 46

4.7.2 Custos Iniciais ....................................................................................................................... 46

4.7.3 Receita Através do Método cVaR .................................................................................... 46

4.7.3.1 Receita para o cenário normal .......................................................................................... 46

4.7.3.2 Receita para o cenário pessimista .................................................................................... 48

4.7.1 Fluxo de Caixa ...................................................................................................................... 50

4.7.1 Cálculo do VPL e TIR ........................................................................................................ 52

5 CONCLUSÂO ............................................................................................................................................. 55

REFERÊNCIAS ............................................................................................................................................. 57

ANEXO ........................................................................................................................................................... 61


3

1 Introdução

Desde os anos 3000 A.C. a energia eólica já era utilizada em navegações. No ano de 644

A.C. na China e na Pérsia se utilizavam os ventos para acionar máquinas, como o moinho

de vento, para triturar grãos e para bombear água. No século XIII a Europa começou a

usar essas máquinas nas indústrias têxteis, madeireiras entre outras. Já em meados dos

anos de 1630 D.C. os holandeses aumentaram a eficiência dessas máquinas ao colocar

quatro pás e os eixos de rotação na forma horizontal [1].

Atualmente, a energia gerada pelos ventos pode ser utilizada para a geração de

energia elétrica, através de geradores acoplados à turbinas eólicas. A capacidade de

geração pode ser definida em pequeno porte (inferior à 500 kW), médio porte (500 a

1000 kW) e grande porte (maior que 1 MW) [1].

Para o setor elétrico as cargas residencial, comercial, industrial e de serviços

representam importante demanda por eletricidade que deve ser atendida. Essa necessidade

da energia elétrica e o constante crescimento da demanda motivam os governos a investir e

diversificar a sua matriz energética. Juntamente com a dependência no setor entram em

questão os danos ao meio ambiente que algumas fontes de geração podem trazer.

Com base no aumento do consumo de energia e com a preocupação com o meio

ambiente fontes de energia limpa como energia eólica, energia de biomassa, energia solar

fotovoltaica entre outras, vêm cada vez mais ganhando espaço no mercado mundial [2].

O Brasil é um país que possui grande recurso hídrico, devido a isso o setor elétrico no

país depende basicamente da energia que provém de hidrelétricas. Todavia a dependência

de recursos de uma só fonte pode ser um ponto negativo, visto que, nos períodos de seca

a capacidade de geração pode diminuir podendo assim não atender a demanda total

requerida no país [3].

Um ponto importante que motiva o investimento de geração eólica é a

complementariedade da geração eólica com a hidráulica, que é a principal fonte de

geração de energia do país.

A Figura 1.1 mostra a geração total de usinas hidrelétricas no sistema interligado

nacional ao longo do ano de 2016. Com base nos valores obtidos pode-se observar que

no período de


4

dezembro a abril a geração é maior que a geração de maio a novembro. A diminuição da geração

entre os meses de maio a novembro ocorre devido ao período seco do ano.

Figura 1.1 – Geração de energia hidráulica no ano de 2016

Fonte: ONS (2017).

A Figura 1.2 mostra toda geração de energia eólica no país no ano de 2016.

Figura 1.2 – Geração de energia eólica no ano de 2016

Fonte: ONS (2017).

Com base nesses dados é possível observar que os períodos com maior geração é o período

de junho a dezembro.

Comparando estas capacidades de geração é possível observar que as duas fontes de

energia se complementam, pois no período que a hidrelétrica tem maior geração as fontes

eólicas tem menor e vice-versa [4].


5

1.1 Objetivo

O objetivo desta monografia é apresentar os conceitos técnicos de um gerador eólico,

levantamento de potencial de geração de uma dada região e os conceitos econômicos de um

projeto em um modelo de mercado onde não se tem apoio do governo. Para isso utilizará

modelos de otimização de receita para analisar a viabilidade de um projeto de um parque

eólico para a cidade de Triunfo, localizada no estado de Pernambuco.

1.2 Estrutura do trabalho

No capítulo 2 será apresentada a revisão bibliográfica do trabalho, sendo a metodologia

adotada para a revisão de literatura a pesquisa de artigos e teses para conceituação geral e

introdução teórica no tema.

O capítulo 3 apresenta a modelagem teórica da pesquisa, onde aborda as práticas comuns

para levantamento do potencial de geração eólica de determinada região, passando pelo estudo

estatístico de modelagem das séries de vento por uma distribuição de Weibull, utilização de

programas computacionais para simulação e levantamento. Apresenta também o modelo de

estudo de viabilidade econômica utilizando os métodos VPL (Valor Presente Líquido) e TIR

(Taxa Interna de Rretorno). A seguir a modelagem dos custos, considerando não só o preço de

implementação do projeto, mas também o custo social (energia, capacidade e ambiental).

No capítulo 4, propõe-se realizar um estudo de caso e considerando a abordagem do

mercado de energia, avaliando a série de ventos para a localidade de Triunfo-PE, seu potencial

de geração propondo uma instalação de uma usina de acordo com o apurado.

Aborda-se também a metodologia mercadológica avaliando o risco de contratos de uma

geradora eólica no escopo do modelo hidrotérmico considerando a Garantia Física das eólicas

do SIN. A partir da receita gerada será feito um fluxo de caixa para verificar a viabilidade

econômica do projeto.

No Capítulo 5 mostra-se a metodologia aplicada e no Capítulo 6, confirma-se a relevância

dos estudos e aprofundamento no setor de geração eólica, mostrando os resultados das

simulações e programas que visaram mostrar um ponto ótimo de contratação de geração eólica.


6

2 Revisão da Literatura Este capítulo tem o objetivo de mostrar os aspectos técnicos que envolvem o setor eólico.

Será apresentado os aspectos técnicos, tecnologias existentes, o panorama da energia eólica no

Brasil e no mundo e será apresentado também os modelos de comercialização da energia.

2.1 Aspectos Técnicos

Para o contexto histórico da utilização da força dos ventos para o trabalho, a moagem de

grãos como tradicionalmente se conhece, ocorreu por volta de 200 a.C. pelos Persas. Após as

Cruzadas o uso dos moinhos foi então disseminado pela Europa [5].

Somente à partir do século XIX é que se deu a construção dos chamados cata-ventos com

finalidade de geração de energia elétrica. O primeiro cata-vento construído para esse fim, é

datado de 1888, quando Charles F. Bruch em Cleveland, Ohio, carregou baterias utilizando um

protótipo com 12 kW de potência em corrente contínua. Após este primeiro episódio e mais

alguns a época, o desenvolvimento da geração de energia eólica ficou bastante prejudicado

devido a inviabilidade econômica destes projetos frente as fontes de energia tradicionais [5].

Já por volta do início dos anos 1980, pesquisas nas áreas de aerogeradores feitas na

Alemanha, EUA, Dinamarca, França e Inglaterra proporcionaram um salto tecnológico

gigantesco devido principalmente ao aporte governamental [5].

O modelo típico de aerogerador tem capacidade de obtenção da energia mecânica dos

ventos utilizando a força de sustentação nas pás. A equação da potência mecânica pode ser

deduzida baseada na energia cinética conforme mostra as equações (2.1) a (2.6).

Ekin =1

2 ∙ m ∙ v2 (2.1)

Mas, sabe-se que:

m = ρ ∙ V = ρ ∙ π ∙ r2 ∙ v ∙ t (2.2)

Substituindo (2.2) em (2.1) vem:

Ekin = 1

2 ∙ ρ ∙ π ∙ r2 ∙ v ∙ t ∙ v2 (2.3)

Dividindo os dois lados por t (tempo):

Ekin

t=

1

2 ρ ∙ π∙ r2∙ v ∙ t ∙ v2

t (2.4)

Sabe-se que a energia pelo tempo corresponde a potência conforme a equação (2.5):

𝐸𝑘𝑖𝑛

𝑡= 𝑃𝑚𝑒𝑐 (2.5)


7

Daí encontra-se a equação da potência mecânica:

𝑃𝑚𝑒𝑐 = 1

2 ∙ ρ ∙ A ∙ v3 . 𝜂 . 𝐶𝑝, 𝑟𝑒𝑎𝑙 (2.6)

Onde:

𝐸𝑘𝑖𝑛 é a energia cinética (J)

𝑚 é a massa do ar (kg)

𝑣 é a velocidade do vento (m/s)

𝜌 é a massa especifica do ar (kg.m-3);

V é o volume (m³);

𝑡 é o tempo (s)

𝐶𝑝,𝑟𝑒𝑎𝑙 é o coeficiente aerodinâmico de potência do rotor (admensional);

𝐴 é a área de varredura dada por 𝐴 = 𝜋r2 sendo r o raio da turbina (m2);

𝜂 o rendimento do módulo gerador/transmissor;

A curva típica da geração de uma turbina eólica está representada na Figura 2.1, sendo

diferente para cada modelo de aerogerador e fabricante.

Figura 2.1 – Curva típica da turbina eólica

Fonte: MARQUES (2004)

A região I é chamada de região de partida e mostra a velocidade mínima para início do

movimento, a região II é a região de operação normal onde o modelo trabalha em velocidade

fixa ou variável dependendo do seu sistema de controle de velocidade. A região III é dita região

de limitação de potência, onde a saída é limitada para uma faixa de velocidade do vento

suportável e a região IV é a região de desligamento da turbina quando superada a velocidade

máxima de operação.

Nos anos 1980 a potência média de uma turbina eólica estava na faixa de 100 até 500 kW

[11]. Obviamente que este crescimento em potência para uma turbina, foi acompanhado do

crescimento no diâmetro, com a utilização de pás cada vez maiores conforme pode ser visto na


8

Figura 2.2.

Figura 2.2 – Evolução da potência das turbinas instaladas em vários países

Fonte: IEA (2013 apud EWEA 2009).

O modelo de aerogerador utilizado para a maioria dos empreendimentos atuais, tem

potência especificada de 1 a 2 MW dependendo obviamente do regime dos ventos do local de

instalação entre outros fatores. Em suma o modelo mais comum de aerogerador é o apresentado

na Figura 2.3. Os componentes do aerogerador tem por função trabalhar de modo a controlar a

potência de saída do gerador, através de controle dos ângulos dás pás e velocidade de rotação

das mesmas. A Tabela 2.1 mostra resumidamente a função de cada componente para o bom

funcionamento da turbina.


9

Figura 2.3 – Modelo de aerogerador

Fonte: ANEEL (2007)


10

Tabela 2.1 – Função dos componentes de uma unidade aerogeradora.

Fonte: ANEEL (2007)

2.1.1 Tecnologias existentes

As tecnologias utilizadas em projetos de geração eólica podem ser classificadas em 3

aspectos principais: localização, tipo de eixo e ligação com o sistema. A seguir será explicado

sucintamente cada fator de classificação:

• Localização: Podem ser instalados onshore (na superfície da terra) ou offshore (no mar).

Os parques instalados no mar possuem maior potencial para geração por haver mais

disponibilidade de espaço para instalação. No entanto os custos para instalação e

dificuldades de acesso são desvantagens relevantes. Já os parques instalados em terra,

apresentam mais facilidade de acesso e manutenção, no entanto a pouca disponibilidade

de espaço e o regime mais fraco de ventos são consideráveis [6].

• Tipo de Eixo: Podem ser de aerogeradores de eixo vertical (AEV) ou eixo horizontal

(AEH). Os AEV’s têm menor eficiência que os AEH’s, no entanto de construção mais


11

fácil. Já os AEH’s têm maior potencial de geração, no entanto tem sistemas de controle

mais complexos e são mais dependentes das condições dos ventos [7].

• Ligação com o Sistema: podem ser interligados a rede elétrica, isolados ou híbridos. Em

sistemas isolados o aerogerador ou grupo gerador é conectado a uma carga e/ou a um

sistema de armazenamento de energia. Já em sistemas híbridos, o aerogerador ou grupo

gerador tem além do sistema de armazenamento, ligação com a rede [7].

2.1.2 Controle de velocidade

Quanto ao monitoramento da velocidade de rotação os aerogeradores mais comuns

apresentam os seguintes modos de controle:

a) Velocidade Fixa: Acionados por soft-starter, são ligados diretamente a rede e tem

velocidade de rotação dependente da frequência da rede [6].

b) Velocidade Variável Limitada: também acionados por soft-starter e ligados diretamente

a rede tem uma faixa de variação do escorregamento de até 10%, alterando a resistência

do rotor [6].

c) Velocidade Variável: São aerogeradores com estator diretamente ligado a rede e rotor

ligado a rede por um conversor bidirecional. Dessa forma pode-se fazer o

desacoplamento da frequência do gerador e da rede [6].

2.1.3 Controle de potência

O controle de potência de aerogeradores é sem dúvida, uma das áreas de maior estudo e

interesse no meio, devido a sua importância e complexidade para um sistema de geração eólica.

A seguir serão abordados de maneira bastante reduzida, os principais meios de controle de

potência que visam aumentar a eficiência e reduzir os impactos mecânicos durante o

funcionamento dos aerogeradores.

a) Controle estol ou Stall: as pás do rotor são fixadas em um ângulo fixo. Para uma

velocidade de rotação acima da nominal devido a fortes ventos, as pás sofrem uma

pequena torção longitudinal fazendo o vento “descolar” de sua superfície e


12

consequentemente diminuir a potência do rotor. Este sistema age passivamente com a

variação de potência [7].

b) Controle do ângulo de passo ou Pitchcontrol: Se a potência ultrapassa a potência

nominal devido o aumento da velocidade do vento as pás giram em torno de seu próprio

eixo, diminuindo o ângulo de ataque e consequentemente as forças atuantes e potência

do rotor. Sistema ativo que controla o ângulo de passo de acordo com a potência do

gerador [7].

c) Controle fixo-ativo ou Active-stall: Sistema ativo que semelhante ao modelo de

Pitchcontrol gira as pás em torno de seu eixo, no entanto no sentido contrário ao sistema

de controle do ângulo de passo. Esse movimento aumenta as forças nas pás causando o

efeito estol e consequentemente diminuindo a potência no rotor [7].

2.1.4 Impactos no sistema elétrico

A conexão de fontes eólicas no Sistema Elétrico de Potência acarreta em desvantagens no

âmbito da qualidade da energia elétrica. Entre os principais distúrbios de qualidade observados

da conexão dessas fontes no sistema destacam-se:

• Consumo excessivo de potência reativa [8];

• Variação no perfil de tensão de cargas próximas [9];

• Injeção de harmônicos [10];

• Flutuações de tensão [10];

Esses problemas provem basicamente de duas razões inerentes a qualquer projeto de

geração de energia por aerogeradores: o primeiro e principal, a inconstância da velocidade dos

ventos e o segundo, sistemas de conversão e controle de tensão e frequência, com forte presença

da eletrônica de potência.

2.2 Panorama da energia eólica no Brasil

Atualmente no Brasil a potência outorgada (receberam Ato de Outorga seja concessão,

registro, autorização ou permissão mas ainda não iniciaram as obras) segundo a ANEEL, é de

aproximadamente de 163 GW [11]. A potência eólica instalada atualmente no Brasil é de

aproximadamente 11,5 GW representando 7,45% da capacidade total do Brasil.

A Figura 2.5 representa a porcentagem de geração dos tipos de unidades geradoras

presentes no Brasil. Observa-se a predominância da capacidade hidráulica e uma quantidade


13

bastante significativa de térmicas as quais impactam bastante relevante em termos de preço e

sustentabilidade.

Figura 2.5 – Porcentagem de Capacidade Instalada no Brasil

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (2017). Adaptado.

Legenda:

• CGH (Central Geradora Hidráulica)

• EOL (Central Geradora Eólica)

• PCH (Pequenas Centrais Hidrelétricas)

• UFV (Central Geradora Solar Fotovoltaica)

• UHE (Usina Hidrelétrica)

• UTE (Usina Termelétrica)

• UTN (Usina Termonuclear)

Segundo a ANEEL, no Brasil estão em construção 148 centrais geradoras eólicas, com

capacidade de aproximadamente 3,4 GW. Comparando com as construções atuais de outras

fontes geradoras, essa potência representa cerca de 30,44% de todo o potencial que está sendo

construído [11]. A Figura 2.6 mostra todos os empreendimentos em construção e suas


14

respectivas capacidades e a Figura 2.7 mostra todos os empreendimentos com construção não

iniciada.

Tabela 2.6 – Empreendimentos em Construção

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (2017)

Tabela 2.7 – Empreendimentos com Construção não iniciada

Fonte: Agência Nacional de Energia Elétrica (2017)


15

De acordo com as Figuras 2.5, 2.6 e 2.7 a estimativa para o potencial no setor elétrico ao

finalizar as construções é de aproximadamente 177 GW. O potencial eólico ao finalizar das

construções terá capacidade de aproximadamente 18 GW, o que representará cerca de 10% da

potência total instalada no país.

Esse avanço no setor eólico ocorre devido ao potencial eólico do nosso país e também

devido aos incentivos proporcionados pelo PROINFA (Programa de Incentivos as Fontes

Alternativas de Energia Elétrica) com a ajuda do BNDES que ajuda a financiar as instalações

de parques eólicos no país.

Sabe-se que a utilização de energia proveniente de termelétricas se dá justamente nos

períodos de seca no Brasil. Essa utilização, consequentemente resulta em efeitos graves ao

mercado de energia elétrica, principalmente no tocante ao preço final da energia e sua

sustentabilidade. Por utilizarem recursos caros e escassos como carvão e combustíveis fosseis,

o preço final dessa fatia da energia total no mercado fica totalmente sujeita a variações do preço

do petróleo, agravando ainda mais o ambiente de incerteza no meio financeiro.

Contudo uma solução ainda que cara a princípio, mas extremamente sustentável e

dinâmica a longo prazo é a energia eólica. A sazonalidade do comportamento dos ventos em

grande parte do território brasileiro, vem de modo a complementar a sazonalidade do regime

de chuvas e por consequência de reservatórios cheios em hidrelétricas. Portanto enquanto as

maiores médias de velocidade se dão no período de seca, a complementaridade das fontes

hidro-eólica trouxe uma inovação dentro do mercado nacional, permitindo maior flexibilidade

no fornecimento de energia [12].

Visando essa complementaridade, diversos estudos sobre o potencial eólico nacional

foram realizados e o que mais se destaca e aparece em trabalhos e pesquisas no meio, é o Atlas

do Potencial Eólico Brasileiro. O resultado obtido mostra que para torres de 50 metros, há um

potencial de instalação de 143 GW [13]. Também se concluíram que as regiões com maior

potencial de exploração dessa fonte são as regiões litorâneas, principalmente as regiões

Nordeste e Sul conforme mostra a Figura 2.8.


16

Figura 2.8 – Potencial eólico do Brasil

Fonte: CEPEL/MME (2002)

Como já discutido, os modelos de turbinas mais utilizados nos empreendimentos, tem

torres com altura média maior que 100 metros. A potência obviamente também é bastante

superior a das torres de 50 metros. Sendo assim o potencial real brasileiro é ainda maior que o

calculado mostrando a força desta fonte e seu futuro promissor.

Uma fonte de dados mais atual e condizente com as tecnologias de aerogeradores

comercializados, são as medições feitas pelas estações do INPE (Instituto Nacional de

Pesquisas Espaciais). As estações instaladas fornecem medições solarimétricas e

anemométricas. As medições anemométricas são feitas a 25 e 50 metros de altura, sendo que

os dados colecionados são de velocidade do vento, temperatura do ar e direção média do vento,

de 0° (Norte) a 360° (sentido horário). Além disso as medições são realizadas a cada 10 minutos

o que permite uma maior compreensão do comportamento dos ventos em faixas do dia. Esse

detalhamento também permitirá um estudo dinâmico do preço da energia futuramente.

O crescimento do setor tem despertado o interesse de grandes multinacionais no setor para

projetos de vendas e instalação de aerogeradores. A empresa de maior destaque no setor

nacional e até mesmo mundial é a General Elétric (GE). Conforme dados da empresa, ela possui


17

mais de 30.000 torres instaladas no mundo e foi a primeira a instalar mais de mil unidades no

mundo, estando sua milésima unidade em operação no Brasil [14].

2.3 Panorama da energia eólica no Mundo

Em 2009 a capacidade instalada era de 159 GW anotando um crescimento de 41% com

relação ao ano anterior [15]. Apesar da crise financeira mundial em 2008/2009 o setor mostrou

um forte crescimento, devido principalmente aos auxílios governamentais em todo o mundo.

Bancos estatais na Europa e no Brasil abriram linhas de crédito especiais para energias

renováveis no período, o que favoreceu o desenvolvimento do setor em meio as incertezas do

mercado [16].

A Figura 2.9 mostra a capacidade instalada no mundo em 2009 e seu crescimento ao longo

dos anos, tento praticamente triplicado a capacidade de 2006 a 2009.

Figura 2.9 – Capacidade instalada no mundo em 2015 em MW

Fonte: WWEA (2016)

O forte crescimento em alguns países no período (2008/2009) há de ser destacado,

principalmente os chamados países em desenvolvimento como a China, o México, o Brasil e

países africanos e do oriente médio.

Estes dados mostram o potencial econômico do setor de energia eólica no mercado

mundial. A fabricação, desenvolvimento e vendas de turbinas empregavam cerca de 500 mil

pessoas em 2009. A instalação de aerogeradores movimentou cerca de US$ 63 bilhões em 2009,

evidenciando a relevância deste mercado no setor energético mundial [17].


18

2.4 Políticas de Incentivo

No mundo diversos processos de implementação de projetos de geração eólica são

adotados. Estes processos são regulados pelos governos locais que através de políticas

apropriadas podem estimular o crescimento do mercado de energia renovável. Entre os

principais modelos estão:

Sistema de Leilão: Órgãos governamentais vendem montantes de energia renovável a ser

produzida, onde os concorrentes fazem ofertas de custos, sendo que os ofertantes que oferecer

o custo mais baixo vence o leilão. Os compradores (concessionárias) de energia ficam então

obrigadas a comprar dos produtores vencedores do leilão a energia gerada por um período

determinado em contrato pelo preço definido no leilão [18].

Sistemas de Cotas: Determinação governamental que estipula que uma cota de energia deverá

ser obrigatoriamente produzida a partir de fontes renováveis (geralmente uma parcela sobre o

consumo). Estas cotas são disponibilizadas no mercado, chamados Certificados Verdes e

podem ser comercializados, promovendo recursos adicionais a venda de energia [19].

Sistema Feed-in: O sistema feed-in de maneira geral, estabelece um preço mínimo a ser pago

ao produtor de energia quando este conecta-se com a rede. Pode ser entendido também como o

total pago ao produtor pela geração, incluindo subsídios e reembolsos, ou ainda simplesmente

o total pago pela energia produzida com o valor de mercado [18].

Além dos meios especificados de comercialização da produção de energia, também

existem inúmeros incentivos fiscais de ordem estratégica que podem ser adotados pelos

governos, principalmente em períodos de emergência buscando fomentar a geração limpa.

Podem ser dados incentivos fiscais a produção, com redução de impostos na cadeia produtiva

em si, desde a fabricação do equipamento até a comercialização e venda de energia aos

consumidores finais. Outra alternativa, que é bastante adotada no Brasil, são ofertas de linhas

de créditos especiais para empresas através de bancos estatais, com taxas reduzidas e prazos

longos.

A Tabela 2.2 mostra os incentivos fiscais e modelos praticados em diversos países quanto

a comercialização da geração de energia eólica em 2010.


19

Tabela 2.2 – Políticas de incentivo a geração eólica em diversos países

P

aís

Tar

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Fee

d-i

n

Sis

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e

Co

tas

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L

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o

EUA * * x x * *

Canadá * * x x x

Alemanha x x x

Dinamarca x x x x

China x x x x x x

Índia * * x x x

Espanha x x x

Brasil x x

*alguns estados ou províncias tem essa política, mas não há nenhum nível de política nacional. Fonte: Adaptado de REN21 (2010)

Conforme mostra a Tabela 2.2 os países com maior liberdade econômica, associada a

políticas de incentivo são também importantes líderes na geração eólica e fabricação de

equipamentos. No entanto, a China é sem dúvida o país com o maior aporte governamental para

implementação da geração eólica em sua matriz. O boom econômico vivenciado no país à partir

dos anos 2000, aliado a intensas reformas na infraestrutura do país propiciaram que os chineses

se tomassem a liderança em capacidade instalada conforme mostra a Tabela 2.3.

Tabela 2.3 – Capacidade instalada de energia eólica no mundo em 2015

País MW Cota (%)

China 145,362 33,6

EUA 74,471 17,2

Alemanha 44,947 10,4

Índia 25,088 5,8

Espanha 23,025 5,3

ReinoUnido 13,603 3,1

Canadá 11,205 2,6

França 10,358 2,4

Itália 8,958 2,1

Brasil 8,715 2,0

Resto do mundo 67,151 15,5

Fonte: Adaptado de GWEC (2015)


20

2.5 Modelo Nacional de Leilões

O modelo de leilão atual vem incentivando cada vez mais investidores no setor de energia

eólica. O novo modelo de leilão foi estabelecido com novas leis e decretos, que visa uma maior

facilidade para a introdução de fontes alternativas no Sistema Nacional Interligado (SIN). Isso

tem contribuído para o avanço no setor da energia eólica que vem ocorrendo nos últimos anos,

devido ao incentivo do governo e aos investimentos no setor eólico.

Criada pela Lei n° 10.848, a CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) teve

a finalidade de tornar possível o comércio de energia no mercado brasileiro. Fiscalizada pela

ANEEL, a CCEE é uma instituição que promove discussões sobre o mercado e aspectos

contábeis envolvendo o preço da energia elétrica.

Para entrada no mercado, a empresa interessada deve se submeter a avaliação na

Convenção de Comercialização de Energia Elétrica. Se aprovada, a empresa deverá

comercializar energia elétrica seguindo as regras de mercado, seja no ACR (Ambiente de

Contratação Regulada) ou no ACL (Ambiente de Contratação Livre)[20].

Ao adentrar no meio de contratação a empresa aprovada têm, dentre outros, os seguintes

direitos:

• Participação e votação em assembleias da CCEE;

• Acesso as informações da CCEE de dados técnicos (medições) e financeiros

(comercialização);

• Participação nos leilões de energia.

Na comercialização no ACR, os leilões são realizados pela ANEEL ou pela CCEE por

delegação da ANEEL e os contratos não podem sofrer alterações bilaterais quanto ao preço da

energia e vigência de suprimento [20].

Os tipos de contratos no ACR são:

• Contrato de Geração Distribuída: Define a comercialização de energia elétrica após

divulgação pública;

• Contrato de Ajuste: Tem a finalidade de contratação de energia elétrica de modo que

complemente a demanda. Esse tipo de contrato é realizado para ajustar possíveis

insuficiências não previstas em outros leilões;

• Contratos do PROINFA: Tem o objetivo de garantir ao produtor de energia alternativa

o contrato por 20 anos com a Eletrobrás. Este será aprofundado na secção 2.6;

• Contratos de Itaipu: A energia gerada pela usina de Itaipu é comercializada pela

Eletrobras;


21

• Contratos de Energia de Reserva (CER): O propósito deste tipo de contrato é trazer

segurança para o Sistema Interligado Nacional, com a contratação de energia de

geradoras específicas para este fim;

• Contratos de Uso de Energia Reserva (CONUER): Contratos celebrados entre a CCEE

e os agentes de consumo em virtude dos Contratos de Energia de Reserva (CER);

• Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR):

Define a comercialização de energia entre o vendedor e o agente de distribuição. Podem

ser por quantidade (riscos hidrológicos integralmente assumidos pelos geradores) ou

por disponibilidade (custos assumidos pelos compradores).

Já no ACL os interessados (geradores, autoprodutores, produtores independentes,

comercializadores) tem liberdade para estipulação em contrato do preço da energia, prazo de

suprimento e volume de suprimento [20].

Após celebração dos contratos, a CCEE faz as medições do que foi efetivamente gerado

e/ou consumido por cada agente visando apurar as diferenças para liquidação financeira, que é

valorada pelo PLD (Preço de Liquidação das Diferenças). O PLD é necessário para

determinação de um ponto ótimo quanto ao uso dos recursos hídricos e sua estocasticidade,

medindo por meio de modelos matemáticos, a economia esperada comparada a geração de

termelétricas. Observando o regime de chuvas, a demanda de energia nos preços de

combustíveis tradicionais, o modelo calcula um ponto ótimo para a geração de energia no

período requerido, definindo os montantes de geração térmica e hidráulica. Assim se tem os

custos marginais para operação no período estudado. Com base nos custos marginais, o PLD é

calculado considerando a geração e o consumo anteriores a operação utilizando os modelos

computacionais NEWAVE que otimiza a operação em conjunto das hidrelétricas e

termelétricas em médio prazo [21].

É importante salientar que os projetos de geração, são analisados pela EPE (Empresa de

Pesquisa Energética), que é uma emprese vinculada ao Ministério de Minas e Energia e tem por

finalidade prestar serviço de estudos e pesquisas. É necessário que seja realizado um

cadastramento de empreendimentos eólicos para a obtenção de habilitação técnica da EPE que

disponibiliza o Sistema de Acompanhamentos de Empreendimentos Geradores de Energia

(AEGE). Este sistema permite aos empreendedores a entrada dos dados de seus

empreendimentos a qualquer momento independentemente dos leilões [22].


22

2.6 Modelo de Despacho Centralizado

O modelo visa despachar as usinas levando em conta suas capacidades de geração e o

combustível utilizado para tal. Dessa forma para uma solução ótima que retornará o menor

CMO, o despacho deve considerar a disponibilidade dos combustíveis para térmicas e a reserva

de água nos reservatórios para as hidrelétricas [34].

Dessa forma a tomada de decisão do sistema hidrotérmico tem uma consequência futura,

por isso se diz que o planejamento energético é um problema acoplado no tempo. A Figura

2.10 ilustra a dinâmica deste processo.

Figura 2.10- Planejamento de um sistema hidrotérmico

Fonte: Oliveira (2009)

A tomada de decisão para despacho deve abranger o benefício imediato de se utilizar

as reservas de água (calculado pela FCI, Função de Custo Imediato) ou de se armazenar a

mesma para o uso futuro (calculado pela FCI, Função de Custo Futuro). A decisão de usar

água no presente implica em uma maior gasto com geração térmica no futuro, ao passo que

o armazenamento dos recurso hídricos implica maior geração térmica no presente. O ponto

ótimo é aquele que aponta o menor uso de geração térmica obviamente pelo seu alto

custo[35]. Esse comportamento é mostrado na Figura 2.11.


23

Figura 2.11- Custo imediato e custo futuro

Fonte: Adaptado Oliveira (2009)

2.7 Mecanismo de Realocação de Energia (MRE)

O MRE é o compartilhamento dos riscos hidrológicos da operação de hidrelétricas

sendo aplicado as usinas despachadas pelo ONS obrigatoriamente e facultativo as PCH’s. A

introdução das usinas nesse mecanismo, faz com que seus patamares de geração alocados de

direito aos geradores sejam de acordo com suas GF’s independente da geração real. O MRE

contabiliza a geração total dos participantes e divide respectivamente pela GF de cada usina. A

energia alocada que cada gerador tem direito é calculado pela multiplicação da GF de cada

usina por um fator de de ajuste do MRE dito GSF (Generation Scaling Factor). O GSF é

calculado para cada período desejado pela relação da energia total gerada e a GF agregada no

MRE conforme a Equação 4.4 [36]:

𝐺𝐻𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐺𝑆𝐹 =

𝐺𝐹𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (4.4)


24

O presente estudo não trata de geração hidrotérmica, porém o modelo e conceitos são

necessários já que a estimativa de receita de uma usina eólica será embasada nesse modelo

considerando uma eólica como uma hidrelétrica participante do mecanismo.

2.8 Programa de Incentivo às Fontes Alterativas (PROINFA)

O programa foi criado através da Lei n° 10.438, de 26 de Abril de 2002, revisado e

ajustado pela Lei 10.762, de 11 de Novembro de 2003. O PROINFA é gerenciado pela

ELETROBRAS e coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME).

O objetivo do programa busca incentivar o crescimento de energias alternativas no

Sistema interligado Brasileiro (SIN). A princípio em sua primeira fase o programa contratou

3.300 MW de energia, sendo 1.100 MW de pequenas centrais hidrelétricas (PCH’s), 1.100 MW

de biomassa e outros 1.100 MW de energia eólica. O programa tem o apoio do BNDES,

financiando os investimentos em até 70%. Além do suporte do BNDES, o PROINFA conta

com o apoio de outras instituições como a Caixa Econômica Federal (CEF), Fundo

Constitucional do Centro-Oeste (FCO) e também com o Fundo Constitucional do Nordeste

(BNB/FCN) [23].

O contrato com a ELETROBRAS possui duração de 20 anos, sendo que durante este

período ela garante aos empreendedores proteção com relação ao mercado de curto prazo e

garante também 70% de receita mínima com relação a energia contratada, sendo feito os

pagamentos de acordo com a energia efetivamente gerada [23].

Já na segunda fase do programa o PROINFA estabeleceu que as fontes alternativas

devam suprir 10% do consumo no Brasil até o ano de 2030. Isso tem como objetivo diversificar

a matriz energética do Brasil. Estima-se a implantação de 144 usinas gerando um total de

3.299,40 MW, com 54 usinas eólicas e um total de 1.422,92 MW instalado. Destas 54 usinas

eólicas, 36 estão no Nordeste totalizando 805,58 MW instalados, 16 no Sul do País com 454,29

MW instalados e 2 estão no Sudeste com 163,05 MW instalados [23].

2.9 Impactos Ambientais

É inegável o papel das fontes renováveis de energia como opção a substituição as fontes

comuns, principalmente as termelétricas em períodos de seca.

Em um primeiro momento, a emissão de gases contribuintes para o efeito estufa,

principalmente em termos de medição quantitativa do CO2, uma turbina eólica pode evitar a


25

emissão de até 36.000 toneladas de CO2 num período de 20 anos (tempo de vida útil de turbinas

eólicas) se comparada a geração convencional de energia (termelétricas) [24].

Outro fator relevante que pode ser abordado de maneira clara, é a maior efetividade na

discussão e implementação de energias renováveis após o desastre de Chernobil em 1986 e

também em Fukushima em 2011. À partir destes fatos históricos a utilização de

enriquecimento de urânio e/ou outros elementos radioativos para a geração de energia foi

fortemente questionada pela opinião pública. Desde então as regulamentações e exigências

feitas por órgãos internacionais sobre a geração de energia nuclear, que envolvem também

questões de segurança mundial, visto a desconfiança sobre a utilização do pretexto de

utilização de material radioativo para geração de energia, quando na realidade algumas nações

estariam utilizando tais matérias-primas para desenvolvimento de armas nucleares.

Um outro fato histórico mais recente, foi o ataque de um vírus de computador a uma usina

de enriquecimento de urânio em Natanz no Irã. O vírus supostamente desenvolvido pelos EUA

com intencional ação de atrasar o programa nuclear iraniano [25].

A notoriedade deste ocorrido também levantou o questionamento ainda atual sobre os

programas nucleares dos países em especial na Internet, onde a circulação de informações de

estado tem sido cada vez mais comuns visto os episódios do Weakleaks também à partir de

2010.

A versatilidade da energia eólica comparada a outras formas alternativas de geração tem

sido destacada no quesito ambiental. A emissão de CO2 é o parâmetro mais efetivo para

comparação quantitativa, na Tabela 2.4 vemos que as três tecnologias com emissão abaixo da

eólica a que apresenta viabilidade econômica realmente efetiva é a hidrelétrica. No entanto,

vale salientar que o produto da decomposição da vegetação submersa é o metano, que por sua

vez é cinquenta vezes mais potente que o CO2 para o efeito estufa [26].


26

Tabela 2.4 – Emissões de CO2 por tecnologia de geração de energia elétrica

Fonte: Revista Brasileira de Energia (2013)

A ocupação de área útil por parte de empreendimento energéticos é outro fator importante

a se destacar. A possibilidade de convivência das torres em meio a pastagens e áreas de lavoura

é bastante destacável, visto que 1% da área total da instalação de uma fazenda eólica é

inviabilizada [26]. Muito do que se aborda com respeito aos impactos sobre a fauna,

principalmente sobre populações de pássaros pode sim ser encarado como um dos maiores

mitos com relação a geração eólica de energia. Este mito pode ser facilmente desmentido

baseando-se em números bastante claros a respeito da morte de pássaros por choque com as

pás de torres de geração conforme mostra a Figura 2.11.

Figura 2.11 – Estimativa de mortes de pássaros na Holanda

Fonte: EWEA (1998)


27

3 Modelagem Teórica

Neste capítulo serão tratados os aspectos mais relevantes de forma sucinta, já que o

objetivo do trabalho é focado em analisar o risco de investimento da energia em um mercado

sem auxílio do governo, ou seja, em um mercado de ampla concorrência. Neste capítulo será

mostrado como se calcula a energia gerada a partir de uma série de ventos e como se realiza os

cálculos de viabilidade econômica.

3.1 Série de ventos

Ao iniciar um estudo de viabilidade de um projeto eólico a escolha de uma série de

ventos adequada de um determinado local e seu tratamento estatístico é de profunda

importância para correto dimensionamento de equipamentos e aproveitamento do vento.

O regime de vento varia de acordo com o local da medição. As medições são realizadas a

cada dez minutos ao longo de vários anos de medição e nos fornece parâmetros como

velocidade do vento naquele instante, a altura da medição, direção do vento dentre outras.

Com estes dados é possível realizar tratamentos estatísticos e assim realizar os cálculos de

energia para analisar a viabilidade do projeto para determinada região.

3.2 Distribuição de Weibull

Na bibliografia a metodologia mais utilizada para tratamentos dos dados de velocidade

dos ventos é a representação em uma distribuição de frequências, sendo a distribuição de

Weibull a que melhor se adapta ao comportamento do regime de ventos ao longo de um ano

[27].

A partir de uma amostra de velocidades do vento elabora-se um histograma representado

na Figura 3.1 com o número de amostras para cada velocidade.


28

Figura 3.1- Exemplo Histograma no programa Matlab.

Fonte: (Autor)

A partir do histograma é possível ajustar uma distribuição de Weibull conforme mostra

a Figura 3.2.

Figura 3.2 – Distribuição de Weibull ajustada a partir do histograma no programa Matlab.

Fonte: (Autor)


29

A distribuição de Weibull pode ser representada pela equação 3.1 [41]:

𝑓(𝑣) =𝑘

𝐴· (

𝑣

𝐴)

𝑘−1∙ exp (− (

𝑣

𝐴)

𝑘

) (3.1)

Onde:

• 𝑓(𝑣) é a freqüência de ocorrência da velocidade do vento;

• 𝑘 é o fator de forma;

• 𝐴 é o parâmetro de escala;

• 𝑣 é a velocidade do vento (m/s).

3.3 Potência e Energia

O cálculo da potência elétrica é baseado na velocidade do vento e nos parâmetros do

gerador, como visto na seção 3.3.

A distribuição de Weibull mostra a probabilidade de ocorrer determinada velocidade do

vento no local, sabemos que quando há a variação da velocidade do vento há também a variação

da potência gerada. A energia produzida é a multiplicação da potência pelo tempo, então quando

se varia a velocidade do vento varia-se também a energia produzida pelo gerador.

A potência efetiva de saída do gerador é limitada pela faixa de operação do mesmo de

forma que a potência média pode ser dada pela Equação 4.1 [32].

A potência elétrica é obtida através da curva de cada gerador, ou seja, para cada

gerador específico se tem uma curva de potência que é fornecida pelo fabricante.

O cálculo da energia gerada se dá de acordo com a Equação (3.2) [41].

𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 = ∑ 𝑃(𝑣) ∙ 𝑓(𝑣) ∙ 𝑡𝑣𝑚á𝑥𝑣𝑚í𝑛

(3.2)

Onde:

• 𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 é a energia gerada em MWh;

• 𝑃(𝑣) é a potência para uma dada velocidade de vento 𝑣 em MW;


30

• 𝑓(𝑣) é a frequência em que há a incidência de vento na velocidade 𝑣;

• 𝑡 é o tempo em que se deseja saber a energia gerada.

É importante mencionar também o fator de capacidade (FC) do aerogerador. O FC é

dado pela seguinte relação entre a energia gerada pela turbina dividida pela energia que seria

gerada se a mesma trabalhasse sempre na potência nominal para o período de um ano.

𝐹𝐶 =𝐸𝑔𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎

𝑃𝑛 ∙ 8760 (3.3)

Onde:

• Pn é a potência nominal;

• FC é o fator de capacidade.

3.4 Estipulação da Receita

A proposta é analisar a receita gerada por uma dada usina eólica introduzida no

mecanismo MRE a fim de se estimar um ótimo para firmação de contratos de geração no

mercado considerando o ano de 2020. Para isso foi utilizado a métrica de risco cVar, que

apontará no final do cálculo a parcela da GF da unidade geradora a ser contratada.

Apesar de como exposto, o MRE ser exclusivo para hidrelétricas, o presente estudo é

apenas uma aproximação grosseira já que a base de dados para geração eólica é bastante

limitada.

A receita gerada por um gerador hidráulico participante do MRE, sem considerar o

custo de operação variável da usina é dado pela seguinte equação 3.4 [35]:

𝑅 = 𝑃𝑖 ∙ 𝐸𝑖 + 𝑃𝐿𝐷 ∙ (𝐸𝑎𝑙𝑜𝑐 − 𝐸𝑖) (3.4)

Sendo:

R a receita total do gerador (R$);

Pi o preço da energia em contratos futuros i (R$/MWh);

Ei o volume da energia contratada nos contratos futuros i (MWh);

PLD o preço da energia no mercado spot (R$);


31

Ealoc a energia alocada para o gerador dada pelo produdo (MWh).

Para o cálculo foram consideradas 200 séries do programa NEWAVE para o período

obtendo os CMO’s correspondentes, estes são os próprios PLD’s limitado pela Aneel entre o

piso e o teto. Foi então feita uma conversão para os dados de geração em MW do NEWAVE,

considerando 10% da geração hidráulica como geração eólica para o ano de 2020. Esta

estimativa foi obtida através do cálculo da parcela de geração eólica dentro da geração total de

energia estimada contabilizando empreendimentos em operação, construção e construção não

iniciada[38].

O valor de 10% pode ser considerado otimista já que essa estipulação considera a

energia total gerada e não somente a hidráulica.

A partir do Boletim InfoMercado [33] foram retirados os valores de GF total das

usinas eólicas de Fevereiro de 2015 a Julho de 2017. Com estes valores foi estimada uma

linha de tendência (ajuste linear) no Excel para a estimativa das GF’s de 2020, obtendo a série

de 12 GF’s para o período de estudo. Foram então calculados os GSF como visto na seção 2.7.

De posse de todos os dados foram calculadas as receitas para os i meses (12 meses) e s

séries, conforme a Equação 3.5:

𝑅𝑖𝑠 = 𝑃𝑖 ∙ 𝐸𝑖 + 𝑃𝐿𝐷𝑖𝑠 ∙ (𝐺𝐹 ∙ 𝐺𝑆𝐹𝑖𝑠 − 𝐸𝑖) (3.5)

O preço da energia em contratos futuros foi substituído pela estimativa de preço da

energia no período estudado. Esta estimativa foi convencionada no valor de 150 R$/MWh

pela observação da curva de preço futuro da plataforma BRIX que não disponibilizam mais

estes estudos desde 25/04/2017 por isso a convenção [39].

Como a variável Ei é o nível de contratação (valor desejado) foi realizada uma

simulação para todas as faixas de contratação (de 0% a 100%) obtendo as estimativas de

receita para as séries no período observado. Ao final a métricas de risco será aplicada aos

dados de receita para a projeção das mesmas. Para conclusão o nível de energia contratada e a

respectiva receita foi utilizada para o cálculo de viabilidade econômica.

3.5 Análise de Risco

Para o investimento em um projeto, os investidores devem saber qual o nível de

confiança em que o projeto é viável, ou seja, os investidores desejam saber qual é a

probabilidade estatística que o projeto tem de ser viável. Para a análise de risco de viabilidade

econômica utiliza-se o Método de Monte Carlo [43].


32

Este método consiste em gerar valores aleatórios de produção de energia, preço da

energia, ou seja, tudo que possa interferir na viabilidade econômica do projeto. A partir da

simulação de muitos resultados é possível obter um histograma que indica a frequência e a

variação da variável desejada, por exemplo, no caso deste estudo o objetivo é variar o PLD e a

produção de modo que a receita seja maior possível. Logo a variável desejada é a receita,

então o Método de Monte Carlo irá gerar um histograma que a partir do mesmo é possível

obter uma Distribuição Normal (Figura 3.3) e com ela definir qual é a receita para um nível de

confiança para determinada porcentagem [43].

As métricas utilizadas serão VaR e cVaR, estas duas métricas são utilizadas pra

determinar o nível de confiança.

A métrica VaR é a probabilidade da máxima perda de receita, ou seja, como

representado na Figura 3.3 os valores nunca excederão o valor do Var. Este método é

confiável porém para o estudo de caso considerou-se o método cVaR, que é basicamente um

aperfeiçoamento da métrica VaR. Esta métrica é uma métrica mais conservadora pois ela

consegue estipular a perda esperada, baseada na média das observações menores que o VaR

[44]. A Figura 3.3 ilustra a função densidade de probabilidade com o VaR e o cVaR.

Figura 3.3 – Função densidade de probavilidade.

Fonte: Lleo (2009)

O estudo estima a maior receita possível para uma unidade geradora eólica através de

firmação de contrato levando em consideração a sua garantia física adicionando a unidade

como uma geradora hidrelétrica. Para esta estimativa foi analisada a métrica de gerenciamento


33

de risco cVar (conditional Value at risk).

A métrica cVar é um modelo aperfeiçoado do modelo Var. O Var busca estimar a

máxima perda potencial, num nível de confiança, que a instituição estaria exposta. Se o nível

de significância é de 5% (α=5%), basta calcular o quinto percentil da distribuição dos retornos

para se obter o Var [37].

Porém o método Var sofre críticas no meio acadêmico por não estipulas as perdas que

o excedem. Já o cVar introduz a perda esperada sendo dessa forma mais conservador e leva em

consideração resultados piores que o Var. Dessa forma o modelo cVar foi escolhido para o

estudo.

3.6 Análise de Viabilidade Econômica

A análise de viabilidade econômica de um projeto é baseada na previsão do fluxo de

caixa futuro, para isso deve se analisar várias variáveis. Mesmo com uma boa estimativa das

variáveis, suas previsões geralmente não são totalmente certas, podendo ou não ser 100%

precisas. Devido a isso surge o risco de se ter ou não um retorno financeiro positivo de

determinado projeto. Devido a isso analisa-se quais das melhores opções de um projeto, para

que o mesmo torne viável [4].

Para conseguir um financiamento, é preciso mostrar aos investidores que, o projeto tem

um retorno financeiro positivo e que, vale a pena correr certo risco comparado ao retorno

financeiro esperado para tal projeto, para que os mesmos possam investir em determinado

projeto. Para a análise dos riscos leva-se em consideração termos técnicos e econômicos, como

por exemplo, vida útil de uma turbina e tarifa da energia ao decorrer dos anos [4].

Para a análise de viabilidade utiliza-se alguns métodos, tais como, VPL (valor presente

líquido) e TIR (taxa interna de retorno). Para os cálculos é necessário saber o valor da TMA

(taxa mínima de atratividade). A TMA é uma taxa de referência para os investidores, para

projetos que possuem um retorno maior que a TMA significa que o projeto irá trazer ganhos ao

investidor.

3.6.1 Fluxo de Caixa

O fluxo de caixa é uma ferramenta gráfica, utilizada para representar os gastos e a receita

de um projeto em um determinado tempo. A Figura 3.4 abaixo nos ajuda a entender melhor

como funciona o fluxo de caixa [29].


34

Figura 3.4 – Fluxo de Caixa

Fonte: PAMPLONA (2006)

Para um projeto de energia eólica, a representação o gráfico de fluxo de caixa é essencial,

pois a partir dele será possível o cálculo do VPL e da TIR.

3.6.2 Método do Valor Presente Líquido

O método VPL consiste em trazer para o presente o valor de todas as variações do fluxo

de caixa, considerando a TMA (taxa mínima de atratividade), ou seja, o valor de todos os gastos

e todos os recebimentos na data zero, exemplificado na Figura 3.5 [29].

Figura 3.5 – Valor Presente Líquido (VPL)

Fonte: PAMPLONA (2006)

A partir do fluxo de caixa do projeto é possível estimar o VPL (valor presente líquido).

Para um projeto viável o VPL deve ser maior que zero, ou seja, deve ser maior que o VP (valor

presente) estimado dos custos do projeto [29].

O cálculo do VPL é representado através da Equação 3.1:

𝑉𝑃𝐿 = ∑𝐹𝐶𝑛

(1 + 𝑇𝑀𝐴)𝑛

𝑛=𝑁

𝑛=0

(3.4)

Onde (n) é o período, (FC) é o fluxo de caixa e (TMA) é a taxa mínima de atratividade.


35

Os principais fatores que influenciam o cálculo do VPL no setor de energia eólica é o preço

a ser vendida a energia e a velocidade do vento, que depende do local a ser instalado parque

eólico. Deve-se analisar essas duas variáveis para diferentes cenários e observar o

comportamento do VPL.

Para a análise do preço deve-se levar em consideração a demanda requerida nos próximos

anos e também deve-se fazer uma estimativa da variação da inflação no decorrer dos anos. A

velocidade do vento é uma das variáveis mais importantes no projeto, deve-se fazer um estudo

de caso para o local, analisar as séries de vento e observar sua variação ao longo do tempo para

ter uma boa estimativa para os próximos anos.

3.6.3 Método da Taxa Interna de Retorno

O valor da TIR (taxa interna de retorno) é a taxa em que os gastos e os investimentos se

igualam, ou seja, a TIR é a taxa onde o VPL se iguala a zero. Para que o projeto seja viável por

esse método é necessário que a TIR seja maior que a TMA [29].

0 = ∑𝐹𝑛

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛 (3.5)

𝑛=𝑁

𝑛=1

Para o projeto de uma instalação de um parque eólico a análise da TIR é fundamental.

Quando comparada com a TMA a TIR nos indica se é melhor fazer investimento no projeto ou

não. Ela deve ser analisada juntamente com o VPL, ou seja, para que o projeto seja viável é

necessário que o valor presente líquido seja positivo e que a taxa interna de retorno seja maior

que a taxa de mínima atratividade.

3.7 Custos

Para a definição do preço de um parque eólico levam-se em considerações vários fatores

internos e externos, tornando uma tarefa complexa. Devido a isso se determinam variáveis de

maiores importâncias como demanda e oferta, custos, consumidores, concorrentes, viabilidade

econômica entre outros [12].

O Brasil possui um grande potencial em energias renováveis, como a energia eólica.

Apesar do alto potencial existente para a instalação de fazendas, a energia eólica possui um alto

custo inicial, o que não é atrativo aos investidores do setor [30].

Porém em 2002 foi criado o Programa de Incentivo às Fonte Alternativas de Energia

Elétrica – PROINFA (PROINFA 2004). Este programa foi criado com um intuito de incentivar

o crescimento do setor de energia renovável no sistema interligado brasileiro. O Banco Nacional


36

do Desenvolvimento (BNDES) passou a financiar em até 70% do investimento de projetos no

setor [30].

Para DEWI (2003) o custo médio de instalação de uma unidade eólica é 751 Euros/ kW já

considerando taxa de importação. Este custo foi considerado para o cálculo de viabilidade

econômica. A Tabela 3.1 mostra a contribuição dos fatores de instalação para os custos,

destacando o peso do rotor para o orçamento.

Tabela 3.1- Contribuição para os custos de instalação

Fonte: SALLES (2004)


37

4 Estudo de Caso

Com o embasamento teórico discutido neste trabalho e de posse dos requisitos mínimos

para abordagem de um projeto eólico, propõe-se um estudo de caso para análise. Este estudo

será baseado nos tópicos apresentados neste trabalho sendo dividido nas seguintes etapas:

1. Escolha de uma série de ventos de determinada localidade;

2. Análise do potencial de geração eólica da série escolhida;

3. Proposta de projeto de uma fazenda eólica, avaliando técnica e economicamente sua

viabilidade;

4. Estipulação do preço de venda da energia gerada a partir de características do preço de

liquidação das diferenças – PLD no mercado de eletricidade;

5. Simulações dos horizontes do preço futuro do PLD para o estudo de viabilidade

econômica usando a série de preços do NEWAVE.

4.1 Local Escolhido para o Estudo de Caso

Para a implantação de um parque eólico em um local é necessário que este local tenha

um bom regime de ventos para uma maximização da geração de energia elétrica. Baseado

nisso o objetivo inicial foi escolher um local que tenha maior incidência de ventos. Dentre os

dados fornecidos pelas estações SONDAS (Sistema de Organização Nacional de Dados

Ambientais) do INPE o local que tem um regime de ventos mais favorável à geração eólica

está localizado na cidade de Triunfo que fica no interior do estado de Pernambuco.

4.1.1 Triunfo – PE

A cidade de Triunfo está localizada no interior de Pernambuco, tem uma população

estimada segundo o IBGE (Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística) de 15.221

habitantes e está a uma distância de aproximadamente 350 Km da cipital do estado, Recife

[42].

A cidade de Triunfo tem um percentual de 86,8% de receitas oriundas de fontes externas

com um PIB per capita de 7.361,99 [42].

4.2 Série de Ventos

Diferentemente dos dados hidrológicos, onde é possível saber dados diários de vazões, os


38

dados das séries de ventos fornecidos pelas Estações SONDAS (Sistema de Organização

Nacional de Dados Ambientais) do INPE, são dados fornecidos a cada dez minutos, porém com

poucos anos de medições, o que dificulta as previsões futuras dos regimes de ventos nos locais.

Normalmente as usinas eólicas são construídas em locais que possuem uma maior

incidência de ventos, ou seja, um local em que a maior parte do tempo a velocidade do vento é

relativamente alta e constante. Como visto na seção 2.2, no Brasil as regiões com maiores

incidências estão localizadas nas regiões litorâneas do nordeste e sudeste. As características

do local da estação estão descritos na Tabela 4.1.

Tabela 4.1- Estação de Triunfo

Estação(sigla) UF ID Latitude Longitude Altitude(m)

Triunfo (TRI) PE 23 07°49’38’’ S 38°07’20’’ O 1123

Fonte: Autor

O período de observação considerado foi de maio de 2006 a abril de 2007, ou seja, o

período de um ano. Os dados foram convertidos em formato .txt e importados para simulação

no MATLAB®, foram gerados os histogramas (Anexo 1).

Como visto na seção 3.2, de acordo com a série de ventos é possível definir no

programa os parâmetros A (fator de escala) e k (fator de forma) da distribuição de Weibull

para cada mês (Anexo 1).

4.3 Histograma e Distribuição de Weibull

Baseado na série de ventos do local escolhido é possível então definir um histograma

para cada mês e cada patamar e a partir deles definir os parâmetros da Weibull. Isso é

importante para a realização dos cálculos da energia gerada e também para definir o fator de

capacidade do parque eólico.

A Figura 4.1 mostra o histograma com a distribuição de Weibull já com os valores dos

parâmetros para o mês de janeiro com os patamares leve, médio e pesado. Os histogramas e as

distribuições dos demais meses estão contidas no Anexo 1.


39

Figura 4.1 – Histograma e Weibull do mês de Janeiro

Fonte: Autor

4.4 Rosa dos Ventos

A rosa dos ventos indica a direção que o vento incide no local da medição. Isso é de

fundamental importância em um projeto de um parque eólico, visto que as turbinas devem ser

dispostas de maneira que o vento incida sobre ela perpendicularmente [41].

As direções de incidência dos ventos são fornecidas junto com a velocidade do vento,

com isso é possível exemplificar a direção dos ventos em um gráfico chamado rosa dos ventos,

que varia de 0° a 360°. A Figura 4.2 indica a direção dos ventos para o estudo de caso da

cidade de Triunfo e o número de repetições para determinada direção.


40

Figura 4.2 – Rosa dos ventos para cidade de Triunfo

Fonte: Autor

4.5 Definição do Aerogerador

A partir da análise eólica do local, baseada no histograma e distribuição de Weibull o

aerogerador escolhido para o estudo foi o aerogerador Wobben E-48 800, com potência

nominal de 800 kW, podendo chegar até 810 kW. A escolha deste gerador foi baseado na

comparação com outros aerogerador. Na análise, este aerogerador apresentou melhor

desempenho sendo o que mais gerou energia, ou seja, que tenha um fator de capacidade mais

elevado [31].

Ele apresentou bom desempenho por começar a gerar com velocidade de 3 m/s. Outro

fato que justifica a escolha deste aerogerador é que ele é fabricado no Brasil, reduzindo assim

os custos de importação do mesmo. A Tebela 4.2 mostra as características do aerogerador.

Tabela 4.2- Velocidade e potência do aerogerador

Vento (m/s) Potência (kW) Coeficiente de

potência CP

1 0,0 0,00

2 0,0 0,00

3 5,0 0,17

4 25,0 0,35

5 60,0 0,43

6 110,0 0,46


41

7 180,0 0,47

8 275,0 0,48

9 400,0 0,50

10 555,0 0,50

11 671,0 0,45

12 750,0 0,39

13 790,0 0,32

14 810,0 0,27

15 810,0 0,22

16 810,0 0,18

17 810,0 0,15

18 810,0 0,13

19 810,0 0,11

20 810,0 0,09

21 810,0 0,08

22 810,0 0,07

23 810,0 0,06

24 810,0 0,05

25 810,0 0,05

Fonte: adaptado de Wobben (2017)

É importante mencionar que a potência real gerada pelo aerogerador não é simplesmente

a potência mecânica vista corrigida de um fator. Deve-se modelar a curva da turbina de acordo

com seus dados de placa através de algum modelo de aproximação matemática. Através da

Tabela 4.2 foi obtida a curva aproximada do aerogerador escolhido (Figura 4.3) no programa

MATLAB e repassada para os cálculos no Excel.

Figura 4.3 - Curva de potência do aerogerador ajustada

Fonte: Autor


42

4.6 Potência e Energia

Inicialmente a capacidade do parque estudado é de dez aerogeradores Wobben E-48 800

de potência máxima de 810 kW. A capacidade total do parque então será de 8,1 MW, porém

sabe-se que a velocidade do vento é variável, logo ele nem sempre trabalhará em sua

velocidade nominal. Com isso é possível determinar o fator de capacidade do parque, que

nada mais é que a energia gerada prevista em um ano, baseada na série de ventos, dividida

pela energia total que poderia ser gerada, como visto na seção 3.3.

A Tabela 4.3 indica os parâmetros da Weibull para cada mês e cada patamar, além da

variância que será utilizada para realizar os cálculos para um cenário pessimista.

Tabela 4.3- Variáveis para cada patamar e cada mês

Fonte: Autor

4.6.1 Cenário Normal

A energia gerada é calculada baseada na frequência e na potência gerada para cada

velocidade de vento. Os cálculos do mês de janeiro para o patamar leve estão descritos na

Tabela 4.4, sendo que o tempo de patamar leve no mês de janeiro é 217 horas, que é a

multiplicação da quantidade de dias no mês (trinta e um) pela quantidade de horas diária do

patamar (patamar leve – 6 horas por dia).

Mês Var leve K leve A leve P90 leve VMed medio Var medio K medio A medio P90 medio VMed pesado Var pesado K pesado A pesado

Jan 7,01 9,62 3,64 4,77 7,03 6,75 7,88 2,94 4 5,61 2,91 6,22 3,65

Fev 4,4 10,41 5,25 6,76 8 4,93 8,82 4,05 5,33 6,76 2,12 7,33 5,35

Mar 5,53 9,58 4,17 5,68 6,5 5,31 7,27 3,08 3,69 5,04 2,43 5,6 3,59

Abr 3,43 9,61 5,54 6,42 7,82 5,28 8,66 3,8 4,98 5,82 2,65 6,42 4,02

Mai 6,91 11,36 4,47 7,14 9,51 7,74 10,52 3,82 5,87 7,74 4,54 8,53 4,08

Jun 7,94 14,09 5,3 10,82 11,86 18,93 13,29 2,97 9,27 11,4 7 12,43 4,93

Jul 16,7 11,82 2,79 7,34 9,82 16,9 11,06 2,56 5,49 8,31 8,36 9,29 3,15

Ago 5,24 12,45 5,85 8,95 10,4 9,29 11,5 3,81 6,74 8,15 4,84 8,97 4,18

Set 3,59 12,85 7,53 9,89 10,62 7,16 11,64 4,51 7,21 7,56 3,88 8,3 4,34

Out 4,32 11,63 6,04 8,63 8,59 7,01 9,53 3,6 5,09 5,71 2,32 6,28 4,23

Nov 7,31 11,17 4,24 7,19 8,16 8,13 9,12 3,14 4,66 6,13 3,05 6,77 3,94

Dez 4,67 10,74 5,26 7,04 7,24 6,54 8,09 3,1 4,29 5,61 2,87 6,22 3,68

Patamar Leve Patamar PesadoPatamar Médio


43

Tabela 4.4- Energia gerada no mês de janeiro no patamar leve

Vel. (m/s) Weibull (leve) Potência(W)

Energia gerada (Wh) (Leve)

0 0 0,00 0

1 0,000959908 0,00 0

2 0,005965339 0,00 0

3 0,017206642 5000,00 18669,20677

4 0,035807844 25000,00 194257,5558

5 0,061307359 60000,00 798221,809

6 0,090943271 110000,00 2170815,882

7 0,119367702 180000,00 4662502,448

8 0,139489573 275000,00 8324040,283

9 0,144799723 400000,00 12568615,99

10 0,132519089 555000,00 15959936,49

11 0,105723058 671000,00 15394017,27

12 0,072497161 750000,00 11798913

13 0,042037889 790000,00 7206555,394

14 0,020240713 810000,00 3557710,204

15 0,007933545 810000,00 1394479,206

16 0,002478151 810000,00 435584,5185

17 0,000603108 810000,00 106008,3671

18 0,000111667 810000,00 19627,78137

19 1,53418E-05 810000,00 2696,63125

20 1,5238E-06 810000,00 267,838265

21 1,0649E-07 810000,00 18,71768482

22 5,09104E-09 810000,00 0,894852368

23 1,61732E-10 810000,00 0,028427578

24 3,31309E-12 810000,00 0,000582341

25 4,24308E-14 810000,00 7,45806E-06

Total Energia Gerada mês de janeiro

84.612.939,53

Fonte: Autor

Na Tabela 4.3 é possível observar que conforme visto, o aerogerador começa a gerar

energia na velocidade de 3 (m/s) e satura na velocidade nominal de 14 (m/s). A coluna que

representa as potências é exatamente a curva de potência do aerogerador escolhido.

Os mesmos cálculos da Tabela 4.3 foram realizados para os três patamares (leve, médio e

pesado) e para todos os meses do ano. Depois disso basta somar as energias totais geradas dos

patamares de todos os meses, conforma a Equação 4.1.

𝐸𝑔 = ∑ 𝐸𝑝𝑎𝑡𝑎𝑚𝑎𝑟𝑒𝑠

𝑑𝑒𝑧𝑒𝑚𝑏𝑟𝑜

𝑗𝑎𝑛𝑒𝑖𝑟𝑜

(4.1)


44

Realizando os cálculos para todos os patamares de todos os meses obtém-se a energia

total que o parque eólico pode produzir que é de aproximadamente 3,711 TWh. O fator de

capacidade (FC) é calculado conforme as equações 4.2 e 4.3.

𝐹𝐶 =3.711.283 𝑀𝑊ℎ

8,1 𝑀𝑊 ∙ 8760ℎ (4.2)

𝐹𝐶 = 52,3% (4.3)

Segundo (GNOATO 2017), os valores de FC’s são estabelecidos entre 0% e 40%, o que

pode contrariar o resultado obtido acima de 52%, sendo ele um valor alto além do esperado.

Para será considerado o fator de capacidade de 52% e será realizado os cálculos para um

cenário pessimista, que seria uma série de ventos subtraída do desvio padrão, para cada

patamar de cada mês.

4.6.2 Cenário Pessimista

Os mesmos cálculos são feitos para um cenário péssimo, porém tirou-se a raiz quadrada

das variâncias de cada patamar e de cada mês, ou seja, o desvio padrão de cada patamar e

cada mês e subtraiu-se na velocidade do vento na hora de realizar os cálculos conforme

mostra a Tabela 4.5. Os valores negativos são considerados como zero, pois o objetivo é

reduzir a incidência de ventos, por isso subtraímos os valores de velocidades dos ventos pelo

desvio padrão.


45

Tabela 4.5- Cálculos para o patamar leve do mês de janeiro

Fonte: Autor

Para cada patamar de cada mês foram realizados os mesmo cálculos descritos na Tabela

4.5. O resultado da soma das energias obtidas (conforme Equação 4.1) de cada patamar para

cada mês é igual a 1.913.027 MWh (ou aproximadamente 1,91 TWh). Com esse valor é

possível achar um novo fator de capacidade, descritos nas Equações 4.4 e 4.5.

𝐹𝐶 =1.913.027 𝑀𝑊ℎ

8,1 𝑀𝑊 ∙ 8760ℎ (4.4)

𝐹𝐶 = 27,0% (4.5)

4.7 Análise Econômica

Para a realização da análise econômica, deve ser considerado qual a Taxa Mínima de

Vel (leve) (m/s) weibull (leve) P(leve) (útil) Energia gerada (Leve)

-2,65 0 -

-1,65 0,000959908 -

-0,65 0,005965339 -

0,35 0,017206642 0,00 -

1,35 0,035807844 0,00 -

2,35 0,061307359 0,00 -

3,35 0,090943271 13000,91 256.568,99

4,35 0,119367702 34431,56 891.873,43

5,35 0,139489573 72756,89 2.202.295,67

6,35 0,144799723 133095,24 4.182.057,38

7,35 0,132519089 218455,23 6.282.038,95

8,35 0,105723058 328175,82 7.528.978,09

9,35 0,072497161 456366,29 7.179.501,57

10,35 0,042037889 590346,23 5.385.269,37

11,35 0,020240713 709085,55 3.114.470,23

12,35 0,007933545 781644,48 1.345.662,93

13,35 0,002478151 765613,57 411.715,33

14,35 0,000603108 810000,00 106.008,37

15,35 0,000111667 810000,00 19.627,78

16,35 1,53418E-05 810000,00 2.696,63

17,35 1,5238E-06 810000,00 267,84

18,35 1,0649E-07 810000,00 18,72

19,35 5,09104E-09 810000,00 0,89

20,35 1,61732E-10 810000,00 0,03

21,35 3,31309E-12 810000,00 0,00

22,35 4,24308E-14 810000,00 0,00

38.909.052,19 Total Energia Gerada mês de janeiro


46

Atratividade, o custo inicial do projeto e a receita anual. Com isso é possível determinar o

fulxo de caixa e assim calcular o Valor Presente Líquido (VPL) e a Taxa de Interna de

Retorno (TIR) como vistos na seção 3.6.

4.7.1 Taxa Mínima de Atratividade (TMA)

Como visto no capítulo 3, a Taxa Mínima de Atratividade é a taxa que os investidores

usam como base, ou seja, a TMA considera o valor do dinheiro no tempo e assim para um

investimento ser viável o retorno deve ser maior que a TMA.

O valor da TMA adotado é de 7,5% que foi baseada na taxa Selic no dia 03/11/2017.

4.7.2 Custos Iniciais

De acordo com ILDEU et. al (2014) o investimento inicial de um parque eólico é de 4,2

milhões de reais por megawatt.

Para este estudo o preço de investimento será então:

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 4,2 𝑚𝑖𝑙ℎõ𝑒𝑠 [𝑅$

𝑀𝑊] ∙ 8,1[𝑀𝑊]

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 = 34 𝑚𝑖𝑙ℎõ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑎𝑖𝑠

4.7.3 Receita Através do Método cVaR

Para o cálculo da receita urilizou-se a métrica cVaR que é mais confiável que a métrica

VaR. Foi utilizado três níveis de confiança 25%, 10% e 5% para o cenário normal que

corresponde a um fator de capacidade de 52% e para o cenário pessimista que tem um fator de

capacidade de 27%.

4.7.3.1 Receita para o cenário normal

Os gráficos indicam no seu eixo vertical a receita, correspondente a milhões de reais e o

eixo horizontal indica a quantidade de energia deve se garantir em contrato. As Figuras 4.4,

4.5 e 4.6 representam as receitas para cVaR 25%, 10% e 5% respectivamente.


47

Figura 4.4 – cVaR 25% (cenário normal)

Fonte: Autor


Fonte: Autor


48


Fonte: Autor

4.7.3.2 Receita para o cenário pessimista

Como visto, o fator de capacidade para um cenário péssimo é de 27%. Como no item

anterios os gráficos indicam no seu eixo vertical a receita, correspondente a milhões de reais e

o eixo horizontal indica a quantidade de energia deve se garantir em contrato. As Figuras 4.7,

4.8 e 4.9 representam as curvas cVaR para um cenário pessimista.

Figura 4.7 – cVaR 25% (cenário péssimo)


49

Fonte: Autor


Fonte: Autor


Fonte: Autor


50

4.7.1 Fluxo de Caixa

O fluxo de caixa é uma representação gráfica das receitas, custos e investimentos de um projeto.

Para a viabilidade do projeto será considerado as receitas dos cenários normal e pessimista para cVaR

correspondente a 25%, 10% e 5% representadas nas Figuras 4.10 a 4.15.

Figura 4.10 – Fluxo de caixa pra cVaR 25% para um cenário normal

Fonte: Autor


Fonte: Autor


51


Fonte: Autor

Figura 4.13 – Fluxo de caixa pra cVaR 25% para um cenário péssimo

Fonte: Autor


Fonte: Autor


52


Fonte: Autor

4.7.1 Cálculo do VPL e TIR

A partir do fluxo de caixa é possível calcular a taxa interna de retorno, e com o valor da

TMA e o fluxo de caixa é possível obter o valor presente líquido. As Figuras 4.16, 4.17 e 4.18

mostram os resultados dos cálculos do VPL e TIR para o cenário normal. Onde VN

corresponde ao valor do negócio sem descontar o investimento e VA significa o valor

presente líquido distribuído ao longo da vida útil do projeto.

Figura 4.16 – VPL e TIR para 25% (cenário normal)

Fonte: Autor


53


Fonte: Autor


Fonte: Autor

Os mesmos cálculos foram realizados para o cenário pessimista, descritos nas Figuras

4.19, 4.20 e 4.21.

Figura 4.19 – VPL e TIR para 25% (cenário pessimista)

Fonte: Autor


54


Fonte: Autor


Fonte: Autor


55

5 Conclusão

Do arcabouço teórico apresentado neste trabalho, resultado da pesquisa bibliográfica

realizada, ficou clara a complexidade e imensidão de subtemas ao abordar o mercado de

energia eólica. Mais do que um projeto técnico, uma proposta de projeto de geração eólica

envolve além de custos elevados para sua implementação, uma discussão política a respeito

das normativas e incentivos fiscais por parte dos governos. Muitas vezes, um projeto eólico,

só é economicamente viável com o aporte de linhas de crédito ou incentivos fiscais

grandiosos, tendo em vista o alto valor envolvido tanto para realização de estudos do

potencial de geração quanto, principalmente, das tecnologias existentes que são extremamente

caras.

Uma comparação rápida do panorama brasileiro com os modelos praticados por países

modelos no setor permite também apontar que observando o potencial gigantesco de geração

eólica nacional, o país está um pouco atrasado tanto em número de projetos quanto em

pesquisas na área.

As inegáveis vantagens ambientais mostradas no capítulo 2, a complementaridade do

regime dos ventos com o regime de chuvas, permite concluir que um aprofundamento nas

discussões, observando o desenvolvimento e diminuição dos custos das tecnologias com o

tempo, mostrando que a geração eólica deixou de ser apenas uma alternativa, para de fato se

tornar uma opção real e economicamente viável.

Observa-se no capítulo 4 que quanto maior o nível de confiança menor a energia

contratada, o que de fato deve ocorrer. Para uma estimativa mais conservadora de riscos o

nível de contratação deve ser obviamente menor.

Outro fato importante é que uma usina hidrelétrica tem uma segurança e uma

regularidade maior, com relação à um parque eólico. Os fatores de capacidade (FC’s) das

usinas hidráulicas são maiores e, portanto uma usina hidráulica pode garantir em contrato

uma porcentagem maior de sua capacidade de geração. Isso se dá pela alternativa de estocar

água, onde os reservatórios podem suprir a demanda quando não está em um período

chuvoso.

O mesmo não ocorre para o setor eólico, ou seja, quando não há vento, não há geração

de energia. Devido à isso os gráficos nas Figuras 4.3 a 4.8 mostram que deve ser garantido em

contrato uma porcentagem em torno de 55% do seu fator de capacidade.

Seguindo o modelo do MRE não foi possível adicionar a geração eólica ao cálculo


56

mesmo que de maneira grosseira e considerando os níveis de contratação ótimos, o projeto

proposto de uma usina fictícia não foi economicamente viável. A análise de risco mostrou a

característica de incerteza de uma fonte renovável e ainda mais, a dificuldade de se

rentabilizar um projeto em comparação ao modelo tradicional de hidrelétricas quando as

receitas foram aplicadas ao fluxo de caixa. Com isso a análise financeira mostrou que o

projeto é financeiramente inviável, apresentando VPL’s negativos e os valores da TIR

inferiores ao valor da TMA, tanto para o cenário pessimista, quanto para o cenário normal.

Devido ao retorno negativo, se tem a importância do apoio do governo em

financiamento e compra da energia. O programa PROINFA tem por finalidade incentivar o

crescimento das energias renováveis, como no setor eólico. Isso é de grande importância pois

é uma energia que, como visto, não gera poluentes e além disso complementa o fornecimento

de energia com a geração hídrica.


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Anexo

Anexo 1- Distribuição de Weibull para cada mês por patamar de carga


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