Energia Eólica: Panorama e Estudo de Sensibilidade de um Parque Eólico

UNIVERSIDADE FEDERAL DE GOIÁS

ESCOLA DE ENGENHARIA ELÉTRICA E DE COMPUTAÇÃO

Energia Eólica: Panorama e Estudo de Sensibilidade de um Parque Eólico

FERNANDA VALOES DAS NEVES

THIAGO DE LIMA MUNIZ

Goiânia, Goiás

2009




Projeto de Final de Curso apresentado à Escola

de Engenharia Elétrica e de Computação da

Universidade Federal de Goiás para o

preenchimento dos requisitos de obtenção do

título de Bacharel em Engenharia Elétrica.

Área de Concentração: Sistemas de Energia

Elétrica

Orientadora: Profa. Dr

a. Ana Cláudia Marques

do Valle

Goiânia, Goiás

2009

SÃO PERMITIDAS A REPRODUÇÃO E A DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL

DESTE TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO,

PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

MUNIZ, Thiago de L.; NEVES, Fernanda V. das. Energia Eólica: Panorama e Estudo de

Sensibilidade de um Parque Eólico. Trabalho de Final de Curso. Goiânia: Universidade

Federal de Goiás: Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, 2009.

Palavras-chave: 1 Energia Eólica. 2 Leilão de Energia. 3 Complementaridade. 4 Viabilidade.

5 Sensibilidade.




Projeto de Final de Curso apresentado à Escola

de Engenharia Elétrica e de Computação da

Universidade Federal de Goiás para o

preenchimento dos requisitos de obtenção do

título de Bacharel em Engenharia Elétrica.

Goiânia, 10 de dezembro de 2009.

Banca Examinadora

__________________________________________________

Profª. Drª. Ana Cláudia Marques do Valle

Escola de Engenharia Elétrica e de Computação

Universidade Federal de Goiás

__________________________________________________

Prof. Dr. Antônio César Baleeiro Alves



__________________________________________________

Prof. Dr. Sérgio Granato de Araújo



RESUMO

MUNIZ, Thiago de L.; NEVES, Fernanda V. das. Energia Eólica: Panorama e Estudo de

Sensibilidade de um Parque Eólico. Trabalho de Final de Curso. Goiânia: Universidade

Federal de Goiás: Escola de Engenharia Elétrica e de Computação, 2009.

Mediante o presente trabalho, objetivou-se apresentar um panorama da energia eólica no

mundo, no Brasil e no Estado de Goiás e analisar a exequibilidade de um empreendimento de

geração de energia elétrica procedente da energia eólica por meio de estudos de viabilidade de

implantação de um parque eólico e de sensibilidade dos parâmetros de projeto à vista das

incertezas mercadológicas e da instabilidade dos valores de velocidade e direção do vento.

Com este intuito, analisou-se dados de meteorologia e de nível e vazão natural de

reservatórios de usinas hidrelétricas que compõem a matriz energética do Estado de Goiás,

para as análises de complementaridade eólio-hidrológica, e utilizou-se uma ferramenta de

análise de projetos de energia limpa, o software RETScreen, para as análises de viabilidade e

sensibilidade. As análises de complementaridade comprovaram a característica complementar

dos regimes eólico e hidrológico no Estado de Goiás e contribuíram para a determinação de

parâmetros necessários às demais análises, que mostraram tendência à inviabilidade, sendo o

principal motivo referente às barreiras de mercado impostas pelas precárias políticas públicas

do setor de energia eólica. Em contradição aos benefícios inerentes à utilização deste recurso

renovável, inferiu-se que este se institui como fonte de energia dispendiosa, se comparada às

fontes tradicionais, tais como hidráulica e de biomassa, e que o potencial eólico é

característica determinante para viabilidade de um projeto, sendo os estudos relativos às

medições anemométricas parte a ser minuciosamente apreciada.

Palavras-chave: 1 Energia Eólica. 2 Leilão de Energia. 3 Complementaridade. 4 Viabilidade.

5 Sensibilidade.

SUMÁRIO

LISTA DE ACRÔNIMOS ..................................................................................................... 10

LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................. 13

LISTA DE TABELAS ............................................................................................................ 16

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 19

1.1 OBJETIVO ..................................................................................................................... 20

1.2 JUSTIFICATIVA ........................................................................................................... 21

1.3 METODOLOGIA ........................................................................................................... 21

2 RECURSO EÓLICO ........................................................................................................... 22

2.1 DEFINIÇÃO ................................................................................................................... 22

2.2 ESTRUTURA DO VENTO ............................................................................................ 22

2.2.1 Variação do vento no tempo .................................................................................. 22

2.2.2 Representação espectral de vento ......................................................................... 23

2.2.3 Modelo do vento ..................................................................................................... 24

2.3 VENTO QUASE-ESTACIONÁRIO .............................................................................. 24

2.3.1 Distribuição de Weibull ......................................................................................... 26

2.3.2 Lei de Prandtl ......................................................................................................... 27

2.4 VENTO TURBULENTO ............................................................................................... 28

2.5 POTENCIAL EÓLICO ................................................................................................... 29

2.6 CÁLCULO ENERGÉTICO ........................................................................................... 32

2.7 Parque eólico ................................................................................................................... 33

2.7.1 Definição .................................................................................................................. 33

2.7.2 Particularidades de um parque eólico .................................................................. 34

2.7.2.1 Compensação de energia reativa ....................................................................... 34

2.7.2.2 Fatores de cancelamento de picos de potência .................................................. 34

2.7.2.3 Subestações especiais ........................................................................................ 35

2.7.3 Turbinas eólicas ...................................................................................................... 36

2.7.3.1 Conexão elétrica de turbinas eólicas ................................................................. 37

2.7.3.2 Regulação de potência ....................................................................................... 40

2.7.3.3 Sistema de controle ............................................................................................ 41

2.7.3.4 Integração com a rede elétrica ........................................................................... 41

2.8 VANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA ....................................... 42

7

2.9 DESVANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA E MEDIDAS

MITIGADORAS .................................................................................................................. 45

3 ENERGIA EÓLICA ............................................................................................................ 47

3.1 NO MUNDO ................................................................................................................... 47

3.1.1 Breve histórico ........................................................................................................ 47

3.1.2 Segurança energética ............................................................................................. 47

3.1.3 Redução da emissão de gases de efeito estufa ...................................................... 48

3.1.4 Fonte de renda e emprego ..................................................................................... 49

3.1.5 Panorama mundial ................................................................................................. 50

3.2 NO BRASIL ................................................................................................................... 53

3.2.1 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica ................. 53

3.2.2 Atlas do Potencial Eólico Brasileiro ..................................................................... 58

3.2.3 Plano Nacional de Energia 2030 ........................................................................... 64

3.2.4 Segurança energética ............................................................................................. 64

3.2.5 Programa Luz para Todos .................................................................................... 65

3.2.6 Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ............................................................... 68

3.2.7 Mercado de Carbono ............................................................................................. 70

3.2.8 Redução da emissão de gases de efeito estufa ...................................................... 73

3.2.9 O Mandato de Bali ................................................................................................. 75

3.2.10 Atendimento da demanda crescente por energia elétrica................................. 76

3.2.11 Panorama nacional ............................................................................................... 79

3.2.11.1 América Latina ................................................................................................ 79

3.2.11.2 Matriz energética brasileira ............................................................................. 80

3.2.11.3 Banco de Informações de Geração .................................................................. 84

3.2.11.4 Potencial eólico brasileiro ............................................................................... 86

3.2.11.5 Capacidade instalada ....................................................................................... 87

3.2.11.6 Custos da energia eólica .................................................................................. 91

3.2.11.7 Leilão de energia eólica ................................................................................... 92

3.2.11.7.1 Atividades inerentes ao processo do LER ................................................. 93

3.2.11.7.2 Instruções para solicitação de Cadastramento e Habilitação Técnica com

vistas à participação no Leilão para Contração de Energia de Reserva .................. 95

3.2.11.7.3 Projetos cadastrados no LER ................................................................... 96

3.2.11.7.4 Projetos habilitados pela EPE .................................................................. 97

3.2.11.7.5 Contratação de energia de reserva .......................................................... 98

8

3.3 NO ESTADO DE GOIÁS ............................................................................................ 100

3.3.1 Escopo para implantação de empreendimentos eólicos no Estado de Goiás .. 101

3.3.1.1 Diversificação da matriz energética ................................................................ 102

3.3.1.2 Complementaridade eólio-hidrológica ............................................................ 102

3.3.1.3 Atendimento de sistemas isolados ................................................................... 103

3.3.1.4 Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ......................................................... 104

3.3.2 Panorama estadual ............................................................................................... 104

3.3.2.1 Matriz energética do Estado de Goiás ............................................................. 104

3.3.2.2 Potencial eólico do Estado de Goiás ............................................................... 105

3.3.2.3 Complementaridade eólio-hidrológica no Estado de Goiás ............................ 108

3.3.2.3.1 Usina Hidrelétrica de Itumbiara .............................................................. 111

3.3.2.3.2 Usina Hidrelétrica de São Simão ............................................................. 112

3.3.2.3.3 Usina Hidrelétrica de Serra da Mesa ....................................................... 113

4 ESTUDO DE SENSIBILIDADE DE UM PARQUE EÓLICO ..................................... 115

4.1 A CURVA DE PERMANÊNCIA ................................................................................ 115

4.2 O SOFTWARE RETSCREEN ...................................................................................... 116

4.3 EXTRAPOLAÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO ............................................... 117

4.4 TURBINA EÓLICA ..................................................................................................... 119

4.5 COMPLEMENTARIDADE EÓLIO-HIDROLÓGICA ............................................... 121

4.6 ANÁLISE UTILIZANDO O SOFTWARE RETSCREEN ........................................... 124

4.6.1 Planilha Iniciar ..................................................................................................... 124

4.6.2 Planilha de Modelo Energético ........................................................................... 126

4.6.3 Planilha de Análise de Custos ............................................................................. 129

4.6.3.1 Custos Iniciais ................................................................................................. 129

4.6.3.2 Custo Anual ..................................................................................................... 132

4.6.4 Planilha de Análise de Emissões ......................................................................... 134

4.6.5 Planilha de Análise Financeira............................................................................ 136

4.6.5.1 Parâmetros Financeiros: Geral ........................................................................ 136

4.6.5.1.1 Reajuste do custo do combustível ............................................................. 137

4.6.5.1.2 Taxa de inflação ........................................................................................ 137

4.6.5.1.3 Taxa de desconto ...................................................................................... 137

4.6.5.1.4 Vida do projeto ......................................................................................... 137

4.6.5.2 Parâmetros Financeiros: Financiamento .......................................................... 138

4.6.5.2.1 Incentivos e subsídios ............................................................................... 138

9

4.6.5.2.2 Razão da dívida ........................................................................................ 138

4.6.5.2.3 Taxa de juros da dívida ............................................................................ 139

4.6.5.2.4 Duração da dívida .................................................................................... 140

4.6.5.3 Parâmetros Financeiros: Análise do Imposto de Renda .................................. 140

4.6.5.4 Receita Anual .................................................................................................. 141

4.6.6 Planilha de Análise de Risco: Análise de Sensibilidade .................................... 141

4.7 RESULTADOS E CONCLUSÕES .............................................................................. 141

5 CONCLUSÕES .................................................................................................................. 149

REFERÊNCIAS ................................................................................................................... 152

APÊNDICE A ....................................................................................................................... 157

APÊNDICE B ........................................................................................................................ 159

APÊNDICE C ....................................................................................................................... 160

APÊNDICE D ....................................................................................................................... 161

ANEXO A .............................................................................................................................. 162

ANEXO B .............................................................................................................................. 163

ANEXO C .............................................................................................................................. 164

LISTA DE ACRÔNIMOS

AAUs – Assigned Amount Units (Mercado de Unidades Comercializáveis do Protocolo de

Kyoto)

AEGE – Sistema de Acompanhamento de Empreendimentos Geradores de Energia

AIEA – Agência Internacional de Energia Atômica

AND – Autoridade Nacional Designada

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

BEN – Balanço Energético Nacional

BIG – Banco de Informações de Geração

BNDES – Banco Nacional do Desenvolvimento

CBEE – Centro Brasileiro de Energia Eólica

CCEE – Câmara de Comercialização de Energia Eólica

CCVE – Contrato de Compra e Venda de Energia

CEPAL – Comissão Econômica para a América Latina e o Caribe

CEPEL – Centro de Pesquisas de Eenrgia Elétrica

CER – Contrato de Energia de Reserva

CGH – Centrais Geradoras Hidrelétricas

CHESF – Companhia Hidro Elétrica do São Francisco

CIMGC – Comissão Interministerial de Mudança Global do Clima

CMN – Conselho Monetário Nacional

CNPE – Conselho Nacional de Política Energética

CPTEC – Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos

CQNUMC – Convenção Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima

CRESESB – Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito

DCP – Documento de Concepção de Projeto

DNDE – Departamento Nacional de Desenvolvimento Energético

DWIA – Danish Wind Industry Association (Associação Dinamarquesa de Fabricantes de

Turbinas Eólicas)

ELETROBRÁS – Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

EOD – Entidade Operacional Designada

EPE – Empresa de Pesquisa Energética

11

EU ETS – Esquema de Comércio de Emissões Europeu

EWEA – European Wind Energy Association (Associação Européia de Energia Eólica)

Funtec – Fundação de Desenvolvimento de Tecnópolis

GWEC – Conselho Global de Energia Eólica (Global Wind Energy Council)

IBGE – Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

IC – Implementação Conjunta

ICG – Instalação Compartilhada de Geração

ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços

II – Imposto de Importação

INPE – Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais

IPCA – Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo

IPCC – Intergovernmental Panel on Climate Change (Painel Intergovernamental sobre

Mudanças Climáticas)

IPI – Imposto sobre Produtos Importados

LER – Leilão de Energia de Reserva

MCT – Ministério da Ciência e Tecnologia

MDL – Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

MME – Ministério de Minas e Energia

NASA – National Aeronautics and Space Administration (Administração Nacional do Espaço

e da Aeronáutica)

NRCan – Natural Resourses Canada (Departamento de Recursos Naturais do Canadá)

OECD – Organisation for Economic Co-Operation and Development (Organização de

Cooperação e Desenvolvimento Econômico)

OIE – Oferta Interna de Energia

OIEE – Oferta Interna de Energia Elétrica

ONS – Operador Nacional do Sistema

ONU – Organização das Nações Unidas

PAC – Programa de Aceleração do Crescimento

PCF – Prototype Carbon Fund (Fundo Protótipo de Carbono)

PCH – Pequena Central Hidrelétrica

PDE – Plano Decenal de Expansão de Energia

PIB – Produto Interno Bruto

PLD – Preço de Liquidação de Diferenças

PNE – Plano Nacional de Energia

12

PRODEEM – Programa para o Desenvolvimento da Energia nos Estados e Municípios

PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

RCE – Reduções Certificadas de Emissões

RGGI – Regional Greenhouse Gas Initiative (Iniciativa Regional de Gases de Efeito Estufa da

América do Norte)

SEPLAN – Secretaria de Estado do Planejamento e Desenvolvimento

SIMEHGO – Sistema de Meteorologia e Hidrologia do Estado de Goiás

SIN – Sistema Interligado Nacional

tep – Tonelada Equivalente de Petróleo

TLJP – Taxa de Juros de Longo Prazo

TIR – Taxa Interna de Retorno

UHE – Usina Hidrelétrica de Energia

UNEP – United Nations Environment Programme (Programa das Nações Unidas para o Meio

Ambiente)

URC – UNEP Riso Centre on Energy Climate and Sustainable Development (Centro UNEP

Riso de Energia, Clima e Desenvolvimento Sustentável)

UTE – Usina Termelétrica de Energia

VPL – Valor Presente Líquido

VR – Valor de Referência

WWEA – World Wind Energy Association (Associação Mundial de Energia Eólica)

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Mecanismos de fomação dos ventos. ...................................................................... 22

Figura 2 – Registro gráfico das medições de velocidade média diária do vento...................... 23

Figura 3 – Frequência de ocorrência da velocidade do vento, obtida a partir de dados reais

(Itumbiara-GO). ........................................................................................................................ 25


(São Simão-GO). ...................................................................................................................... 25


(Minaçu-GO). ........................................................................................................................... 26

Figura 6 – Densidade de potência disponível no vento. ........................................................... 30

Figura 7 – Curva de Potência. .................................................................................................. 32

Figura 8 – Curva de eficiência de conversão eletromecânica. ................................................. 32

Figura 9 - Parque Eólico Osório. .............................................................................................. 34

Figura 10 – Diagrama geral das diferentes formas de conexão de turbinas eólicas em parques

eólicos. ...................................................................................................................................... 35

Figura 11 – Desenho esquemático de uma turbina eólica. ....................................................... 36

Figura 12 – Principais tipos e formas de conexão de turbinas eólicas. .................................... 39

Figura 13 – Regulação de potência por variação do ângulo de passo das pás do rotor. ........... 40

Figura 14 – Regulação de potência por deslocamento do vento. ............................................. 40

Figura 15 – Turbina eólica conectada à rede elétrica. .............................................................. 42

Figura 16 – Custo (EU$/tCO2) resultante da redução das emissões para diferentes fontes de

energia renovável. ..................................................................................................................... 43

Figura 17 – Geração de empregos. ........................................................................................... 50

Figura 18 – Capacidade mundial total instalada. ...................................................................... 51

Figura 19 – Países com as maiores taxas de crescimento (%). ................................................ 51

Figura 20 – Países com maior capacidade instalada (MW) em 2008. ...................................... 52

Figura 21 – Efeito de sub-escala. ............................................................................................. 60

Figura 22 – Modelo de relevo................................................................................................... 60

Figura 23 – Mosaico SPOT. ..................................................................................................... 61

Figura 24 – Modelo de rugosidade. .......................................................................................... 61

Figura 25 – Velocidades médias anuais (m/s) e fluxo de potência eólica anual (W/m²). ........ 62

Figura 26 – Velocidades médias trimestrais (m/s). .................................................................. 62

14

Figura 27 – Situação da eletrificação no Brasil e regiões......................................................... 66

Figura 28 – Número de atividades de projeto do MDL no Brasil por Estado. ......................... 70

Figura 29 – Estimativa do mercado de MDL (posicionamento da América Latina) . ............. 73

Figura 30 – Estrutura do consumo final energético por fonte (%), para 2008 e 2017. ............ 79

Figura 31 – Capacidade total instalada por continente. ............................................................ 80

Figura 32 – Participação de fontes renováveis na Oferta Interna de Energia. .......................... 82

Figura 33 – Participação das fontes energéticas na Oferta Interna de Energia Elétrica. .......... 83

Figura 34 – Emissões de CO2. .................................................................................................. 84

Figura 35 – Potencial eólico estimado para vento médio anual igual ou superior a 7 m/s....... 87

Figura 36 – Fluxograma das atividades inerentes ao processo do LER. .................................. 94

Figura 37 – Esquema de comercialização de energia de reserva. ............................................ 99

Figura 38 – Centrais elétricas que compõem os Sistemas Isolados (situação em outubro de

2003). ...................................................................................................................................... 103

Figura 39 – Velocidade média anual de vento a 50 m (m/s). ................................................. 106

Figura 40 – Mapa do relevo do Estado de Goiás. ................................................................... 107

Figura 41 – Geração eólica por centrais hipotéticas. .............................................................. 109

Figura 42 - Vazão média mensal do reservatório de Sobradinho. .......................................... 109

Figura 43 - Vazão natural equivalente do reservatório de Sobradinho com a inserção da

energia eólica. ......................................................................................................................... 110

Figura 44 – Complementaridade entre regimes eólico e hidrológico. .................................... 112



Figura 47 – Curvas de permanência das Usinas Hidrelétricas de Itumbiara, São Simão e Serra

da Mesa. .................................................................................................................................. 116

Figura 48 – Localização do município de Morrinhos-GO. .................................................... 118

Figura 49 – Potencial Eólico do Estado de Goiás. ................................................................. 119

Figura 50 – Gráfico da curva de potência da turbina eólica e interpolação polinomial da curva

(MATLAB). ............................................................................................................................ 121

Figura 51 – Curva de permanência da Usina Hidrelétrica de Itumbiara após

complementaridade. ................................................................................................................ 124

Figura 52 – Distribuição dos custos iniciais de um projeto eólico. ........................................ 130

Figura 53 – Custo anual em operação e manutenção de projetos em energia eólica. ............ 133

Figura 54 – Fluxo de caixa cumulativo (0%). ........................................................................ 143

Figura 55 – Fluxo de caixa cumulativo (+5%). ...................................................................... 144

15

Figura 56 – Fluxo de caixa cumulativo (+10%). .................................................................... 145

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Curva de potência calculada (ρ = 1,225 kg/m³). ..................................................... 31

Tabela 2 – Emissões de CO2 (t/TWh) para diferentes tecnologias de geração de energia. ...... 44

Tabela 3 – Emissões evitadas pela energia eólica. ................................................................... 44

Tabela 4 – Energia consumida ao longo das diferentes fases de uma turbina eólica de 600 kW.

.................................................................................................................................................. 45

Tabela 5 – Impactos socioambientais decorrentes de contrução e operação de parques eólicos.

.................................................................................................................................................. 46

Tabela 6 – Empreendimentos relacionados ao PROINFA. ...................................................... 54

Tabela 7 – Empreendimentos relacionados ao PROINFA divididos por região do país. ........ 55

Tabela 8 – Usinas eólicas habilitadas pelo PROINFA (Agosto de 2009). ............................... 57

Tabela 9 – Volumes e valores do Mercado de Carbono. .......................................................... 71

Tabela 10 – Oferta interna de energia elétrica (TWh). ............................................................. 74

Tabela 11 – Consumo de energia elétrica na rede, por subsistema (GWh). ............................. 77

Tabela 12 – Carga de Energia (MWmédio).............................................................................. 77

Tabela 13 – Carga de demanda (MWh/h). ............................................................................... 78

Tabela 14 – Economia e consumo final energético. ................................................................. 78

Tabela 15 – Evolução da capacidade instalada por tipo de fonte (MW). ................................. 79

Tabela 16 – Síntese dos resultados. .......................................................................................... 81

Tabela 17 – Emissões de CO2................................................................................................... 83

Tabela 18 – Empreendimentos em operação, em construção e outorgados entre 1998 e 2009.

.................................................................................................................................................. 85

Tabela 19 – Matriz de energia elétrica brasileira. .................................................................... 86

Tabela 20 – Usinas eólicas em operação. ................................................................................. 88

Tabela 21 – Usinas eólicas em construção. .............................................................................. 89

Tabela 22 – Usinas eólicas em outorga. ................................................................................... 89

Tabela 23 – Cronograma físico de implantação do empreendimento. ..................................... 95

Tabela 24 – Distribuição dos projetos cadastrados por região do país. .................................... 96

Tabela 25 – Distribuição dos projetos cadastrados por Estado. ............................................... 96

Tabela 26 – Distribuição dos projetos cadastrados por tamanho. ............................................ 97

Tabela 27 – Distribuição dos projetos habilitados por Estado. ................................................ 98

Tabela 28 – Consumo de energia elétrica por unidade da federação. .................................... 101

17


................................................................................................................................................ 105

Tabela 30 - Extrapolação da velocidade do vento (m/s). ....................................................... 118

Tabela 31 – Dados da turbina eólica. ..................................................................................... 120

Tabela 32 – Dados da curva de potência e da curva de energia. ............................................ 120

Tabela 33 – Potência gerada pela turbina eólica selecionada. ................................................ 121

Tabela 34 – Complementaridade de 5%, 3%, 2% e 1% (MWmédio). ................................... 122

Tabela 35 – Número de aerogeradores necessários para complementaridade. ...................... 123

Tabela 36 – Planilha Iniciar e dados climáticos referentes à Morrinhos-GO. ........................ 125

Tabela 37 – Avaliação dos recursos para velocidade média de 8,78 m/s. .............................. 126



Tabela 40 – Avaliação dos recursos para velocidade média de 10,24 m/s. ............................ 128

Tabela 41 – Avaliação dos recursos para velocidade média de 10,73 m/s. ............................ 128

Tabela 42 – Resumo dos dados da Planilha de Modelo Energético. ...................................... 129

Tabela 43 – Custos iniciais de projetos em energia eólica. .................................................... 130

Tabela 44 – Estimativa de custo de turbinas eólicas. ............................................................. 131

Tabela 45 – Dados técnicos dos Parques Eólicos de Osório. ................................................. 132

Tabela 46 - Custos adicionais e total de custos de investimento. ........................................... 132

Tabela 47 – Sumário dos custos referentes da energia eólica na Europa. .............................. 133

Tabela 48 – Custos anuais variáveis (R$) de O&M. .............................................................. 134

Tabela 49 – Custos anuais (R$) de O&M. ............................................................................. 134

Tabela 50 – Fator de emissão médio (tCO2/MWh) mensal e anual. ...................................... 135

Tabela 51 – Resumo global das perdas elétricas. ................................................................... 136

Tabela 52 - Redução anual líquida de emissões de gases de efeito estufa. ............................ 136

Tabela 53 – Condições específicas da linha PROESCO para empreendimentos do setor

elétrico. ................................................................................................................................... 139

Tabela 54 – Evolução da TJLP. .............................................................................................. 140

Tabela 55 – Prazo máximo de amortização da dívida. ........................................................... 140

Tabela 56 – Resultados para quando não há variação da velocidade do vento. ..................... 142

Tabela 57 – Resultados para variação da velocidade do vento de +5%. ................................ 144

Tabela 58 – Resultados para variação da velocidade do vento de +10%. .............................. 145

Tabela 59 – Síntese dos resultados. ........................................................................................ 146

Tabela 60 – Variação dos resultados (%). .............................................................................. 146

18

Tabela 61 – Análise de sensibilidade da TIR do capital próprio. ........................................... 147

Tabela 62 – Análise de sensibilidade do retorno do capital próprio. ..................................... 147

Tabela 63 – Análise de sensibilidade do VPL. ....................................................................... 148

1 INTRODUÇÃO

Preocupação antiga e crescente pauta-se na busca por fontes de energia que provejam

as necessidades de iguais proporções de uma sociedade ávida pelos benefícios inerentes do

acesso à energia elétrica. Em discordância, a emersão da conscientização ambiental é fator

que obsta o uso desenfreado dos recursos energéticos em prol de um desenvolvimento em

bases sustentáveis. A sociedade imediata é, portanto, desafiada a planear o crescimento do

setor energético, responsável por 40% das emissões globais de dióxido de carbono (GWEC,

2008), considerando o impacto ambiental e por meio de planejamento adequado e do

reconhecimento da esgotabilidade dos recursos naturais. Ressaltado isso, aponta-se a

inevitabilidade do desenvolvimento de tecnologias que utilizem fontes renováveis.

Em vantagem comparativa, o Brasil dispõe de diversificados recursos energéticos,

podendo seguir por várias vertentes no sentido de ampliar a oferta interna de energia elétrica e

manter o caráter limpo de sua matriz energética. Negligenciada a exploração de outras fontes,

o expressivo predomínio da utilização do recurso hídrico implica em instabilidade sazonal do

abastecimento de energia como resultado da característica estocástica do regime hidrológico e

suas flutuações de amplitude significativa. Neste contexto, a expansão do aproveitamento da

energia eólica, tecnologia que se apresenta em estado de amadurecimento comparável às de

geração tradicionais, dá-se pela preocupação em reduzir os impactos ambientais negativos e

os riscos hidrológicos do suprimento de energia elétrica do país. Em todo o mundo, o

aproveitamento eólio-hidrológico apresenta-se como vantagem sistêmica e opção de

complementação e de consequente fortalecimento energético.

O custo referente à energia eólica, não obstante, apresenta-se superior aos custos das

energias hidráulica e de biomassa, não configurando alternativa viável do ponto de vista

financeiro. Os elevados custos logísticos de implementação dos projetos e o número restrito

de empresas nacionais que ofereçam os equipamentos necessários e condigam com as

especificidades exigidas são, entre outros, fatores que agregam maior valor à energia eólica,

sendo o mercado constituído como barreira significativa ao avanço da utilização dessa

tecnologia. Como forma de minimizar os custos, uma nova política pública deve ser

implantada no Brasil a fim de adaptar os mecanismos aplicados com sucesso em outros países

à realidade do país. Assim sendo, a realização do Leilão de Contratação de Energia de

Reserva específico para a contratação de energia eólica, a realizar-se em 14 de dezembro de

20

2009, configura-se como diretriz para diminuir o custo como consequência da

competitividade.

Definido o preço de mercado da energia eólica, compete ao empreendedor analisar a

exequibilidade de seu projeto mediante estudos de viabilidade de implantação de um parque

eólico e de sensibilidade dos parâmetros à vista das incertezas mercadológicas e da

instabilidade dos valores de velocidade e direção do vento. Estes, conferem o potencial eólico

da localidade definida para implementação do projeto, determinada, em análise preliminar, a

partir de dados do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, de autoria do Centro de Pesquisa de

Energia Elétrica (CEPEL). Segundo este, o potencial eólico brasileiro pode ser estimado em

143,5 GW, compreendendo à geração de 272,2 TWh/ano. O projeto de implementação, a

partir de 2010, do Atlas Dinâmico do Potencial Eólico Brasileiro, garantirá a ampliação desse

potencial e do número de projetos do setor no país.

Representando trinta e seis cometimentos difundidos principalmente pelas regiões

Nordeste e Sul do país e 0,53% da capacidade instalada total, os empreedimentos de energia

eólica no Brasil provêm 602.284 kW, segundo dados da Agência Nacional de Energia Elétrica

(ANEEL). A região Centro-Oeste apresenta potencial eólico comparativamente reduzido,

apesar de compreender regiões propícias para o aproveitamento, como a porção norte do

Estado de Goiás e sudoeste e central do Estado do Mato Grosso do Sul. Contudo, a região não

dispõe de usinas eólicas em nenhuma fase de implementação, como mostrado pelo Banco de

Informações de Geração (BIG). Este abrange todos os emprendimentos em operação,

construção ou outorga no país para todas as fontes energéticas. Relativo ao recurso eólico,

estima-se adição de 256.450 kW de potência instalada ao sistema energético interligado e

procedente de dez projetos que se encontram em fase de construção.

1.1 OBJETIVO

Objetiva-se, mediante este trabalho, apresentar um panorama da energia eólica no

mundo, no Brasil e no Estado de Goiás, abordar os dados preliminares referentes ao Leilão de

Contratação de Energia de Reserva específico para a contratação de energia eólica,

demonstrar a complementaridade eólio-hidrológica inerente ao Estado de Goiás e realizar um

estudo de viabilidade de implantação de um parque eólico no Estado e um estudo de

sensibilidade dos parâmetros técnicos e econômicos de projeto.

21

1.2 JUSTIFICATIVA

A energia eólica configura-se como alternativa às fontes não-renováveis de energia

elétrica, pois, em todo o mundo, fatores como crescimento da demanda por energia elétrica,

escassez de combustíveis fósseis, necessidade de controle ambiental e desenvolvimento

sustentável, sobrevêm de forma generalizada. A taxa de crescimento global da utilização desta

fonte, de 29% a.a., segundo dados da Associação Mundial de Energia Eólica (World Wind

Energy Association – WWEA), demonstra a tendência de expansão de mercado e consequente

aumento de atratividade e competitividade do setor.

No Brasil, a tentativa preliminar de acompanhar esta tendência mundial realizar-se-á

por mediação do leilão de energia eólica. Os empreendedores interessados em participar

devem efetuar estudos de viabilidade de implantação de um parque eólico, objetivando

estabelecer a viabilidade técnica e econômica de seu projeto específico, e de estudos de

sensibilidade dos parâmetros inerentes ao projeto, prognosticando possíveis alterações dos

cenários econômicos atuais à elaboração do mesmo. Torna-se interessante a apresentação de

uma ferramenta para a análise preliminar dos dados de projeto de um empreendimento eólico,

contribuindo para redução dos custos relativos à fase de planejamento.

1.3 METODOLOGIA

As atividades realizadas para o desenvolvimento deste trabalho compreendem

pesquisa bibliográfica; análise de dados meteorológicos cedidos pelo Sistema de

Meteorologia e Hidrologia do Estado de Goiás (SIMEHGO) e referentes aos municípios de

Itumbiara, São Simão e Minaçu; análise de dados relativos aos níveis e vazões naturais dos

reservatórios das Usinas Hidrelétricas de Itumbiara, São Simão e Serra da Mesa e procedentes

do sítio do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS); análise do Atlas do Potencial

Eólico Brasileiro (CEPEL, 2001); e aplicação do software RETScreen para os estudos de

viabilidade e sensibilidade de um parque eólico, visando implantação deste no município de

Morrinhos, no Estado de Goiás.

2 RECURSO EÓLICO

2.1 DEFINIÇÃO

A formação dos ventos deve-se ao aquecimento diferenciado da atmosfera,

decorrente, dentre outros fatores, da orientação dos raios solares e dos movimentos de

translação e rotação da Terra. Os raios solares incidem quase que perpendicularmente sobre as

regiões tropicais, ocasionando o seu maior aquecimento, se comparado às regiões polares. Em

decorrência disto e do gradiente de pressão resultante do aquecimento distinto, ocorre o

deslocamento das massas de ar quente do trópico, que substituem e são substituídas pelas

mais frias dos polos, determinando a formação dos ventos planetários ou constantes. Em

pequena escala, o mecanismo descrito ocasiona a formação dos ventos continentais ou

periódicos, também denominados de monções ou brisas, cujos padrões de fluxo podem ser

midificados por irregularidades da superfície, corpos de água e vegetação. O mecanismo de

formação dos ventos pode ser observado na figura 1.

Figura 1 – Mecanismos de fomação dos ventos.

(Fonte: CEPEL, 2001).

2.2 ESTRUTURA DO VENTO

2.2.1 Variação do vento no tempo

As alterações da velocidade e direção do vento decorrem da localização geográfica e

da altitude, podendo ser instantâneas, diárias, sazonais ou anuais. As flutuações do vento

constituem fenômeno estocástico que pode ser representado por métodos estatísticos, sendo

obtidas funções de distribuição inferidas de medições efetuadas por um determinado período.

23

O potencial eólico é, portanto, estimado a partir de curvas de duração de velocidade do vento.

A título exemplificativo, o registro gráfico das medições efetuadas pelas estações

meteorológicas de Itumbiara, São Simão e Minaçu, no Estado de Goiás, é mostrado na figura

2. Os valores apresentados, reunidos durante o mês de abril de 2009 e disponibilizados pelo

Sistema de Meteorologia e Hidrologia do Estado de Goiás (SIMEHGO), referem-se à

velocidade média diária.

Figura 2 – Registro gráfico das medições de velocidade média diária do vento.

2.2.2 Representação espectral de vento

O comportamento das massas de ar em movimento pode ser descrito no domínio da

frequência, resultando em uma representação espectral de vento, que é a medida da energia

cinética associada à componente horizontal da velocidade do vento (CASTRO, 2007). A

densidade espectral de energia é uma função resultante de um registro significativo, para um

período não inferior a um ano, de dados de medições da velocidade do vento de um

determinado local.

A representação espectral de vento deve ser obtida somente para o local onde são

feitas as medições. No entanto, observa-se a conservação de uma forma de onda base. Esta

apresenta três zonas distintas, denominadas de macrometeorológica, micrometeorológica e

vazio espectral. Associada a frequências baixas, a zona macrometeorológica relaciona-se aos

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Ve

loci

dad

e d

o v

en

to (

m/s

)

Dia

ITUMBIARA SÃO SIMÃO MINAÇU

24

movimentos de grandes massas de ar, como depressões ou anti-ciclones; a zona de vazio

espectral corresponde às zonas do espectro que apresentam pouca energia; e a zona

micrometeorológica associa-se a frequências mais elevadas e está relacionada com a

turbulência atmosférica.

A turbulência atmosférica causa impacto a nível dos esforços a que as tubinas eólicas

serão submetidas, sendo parte determinante de um projeto de centrais eólicas, e pode afligir a

conversão de energia, mas de forma indireta, pois a turbina eólica não reage a flutuações

rápidas nos valores de velocidade e direção do vento. Projetos que consideram apenas o valor

de velocidade média do vento de um determinado local apresentam restrições quanto à

estimativa da geração de energia elétrica, visto que as considerações relativas às variações,

lentas ou rápidas, de velocidade e direção são irrefletidas e que a potência gerada de energia é

proporcional ao cubo do valor da velocidade.

2.2.3 Modelo do vento

Em decorrência da existência da zona de vazio espectral, o modelo de vento é

caracterizado por duas componentes características determinadas separadamente. A

turbulência atmosférica é vista como uma perturbação ao escoamento quase-estacionário do

vento, caracterizado por uma velocidade média. A característica velocidade do vento em

função do tempo, u(t), pode ser expressa como mostrado na equação 1, em que u é o valor da

velocidade média do vento e u’(t) é a função que determina a turbulência atmosférica, ambos

dados em m/s. A velocidade média é calculada com base em um período que esteja

compreendido na zona de vazio espectral e representa o regime quase-estacionário de energia

disponível para conversão.

u t = u + u′(t) (1)

2.3 VENTO QUASE-ESTACIONÁRIO

Para variações lentas dos valores de velocidade e direção do vento, pode se utilizar a

distribuição estatística densidade de probabilidade como resposta ao problema da turbulência

atmosférica, determinando, assim, a probabilidade de a velocidade estar compreendida entre

dois valores, haja vista que os registros são conjuntos de valores discretos. As figuras 3, 4 e 5

ilustram os gráficos de frequência de ocorrência de velocidades médias diárias do vento,

obtidas por medições reais oriundas de estações meteorológicas situadas em Itumbiara e

25

Minaçu, no Estado de Goiás, durante o período de 2003 a 2009, e em São Simão, município

do mesmo Estado, durante o período de 2008 a 2009. Estes resultados, apesar de restritos e

baseados em dados reais, assemelham-se estritamente ao apresentado pela Distribuição de

Weibull, a ser descrita. Define-se 0,5 m/s e 0,1 m/s as larguras de faixa delimitadas ou classe

de vento, diferentes da normalmente encontrada na literatura, de 1 m/s, pois os valores para a

velocidade sofrem pouca variação.

Figura 3 – Frequência de ocorrência da velocidade do vento, obtida a partir de dados reais (Itumbiara-GO).

Figura 4 – Frequência de ocorrência da velocidade do vento, obtida a partir de dados reais (São Simão-GO).

1%

7%

19%

24%23%

15%

10%

2%0%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 7

Fre

qu

ên

cia

de

oco

rrê

nci

a

Velocidade do vento (m/s)

12%

48%

26%

10%

3%0% 0% 0% 0% 0% 0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6

Fre

qu

ên

cia

de

oco

rrê

nci

a


26

Figura 5 – Frequência de ocorrência da velocidade do vento, obtida a partir de dados reais (Minaçu-GO).

2.3.1 Distribuição de Weibull

Os registros da densidade de probabilidade devem ser interpretados por intermédio

de funções analíticas para se tornarem proveitosos. A distribuição probabilística considerada

mais adequada e, por isso, mais utilizada para descrever o regime dos ventos é a Distribuição

de Weibull. A função densidade de probabilidade de Weibull é expressa pela equação 2, em

que u é a velocidade média do vento, c é o parâmetro de escala, com as dimensões de

velocidade, e k é o parâmetro de forma e adimensional. A velocidade média anual do vento,

expresso por uma, dá-se pelas equações 3 e 4. Esta é utilizada para distribuições discretas da

velocidade média do vento, em determinada classe.

f u = k

c∗

u

c

k−1

∗ exp − u

c

k

(2)

uma = u ∗ f u du

∞

0

(3)

uma = u ∗ f(u )

umáx

u=0

(4)

Os parâmetros c e k da Distribuição de Weibull e as características da velocidade do

vento, relativas à média anual e variância, são relacionados, conforme indicado nas equações

5 e 6, pela função Gamma (Г).

0,3% 0,3%

5,2%

14,2%

19,7% 19,7%

17,5%

8,7%

6,6%

4,6%

1,9%0,5% 0,8%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5

Fre

qu

ên

cia

de

oco

rrê

nci

a


27

uma = c ∗ Γ 1 + 1

k (5)

σ² = c² ∗ Г 1 +2

k − Г 1 +

1

k

2

(6)

Nota-se que, adotado um valor invariável de c e valores distintos e crescentes de k, a

velocidade média anual aumenta em concordância com o aumento de k e a variância diminui

de forma pronunciada, podendo ser concluído que o parâmetro k influencia mais

significativamente o desvio padrão. Por este motivo, esse parâmetro é normalmente tomado

como medida da dispersão da velocidade do vento no local. Por outro lado, para valores

constantes de k e variáveis de c, dá-se a relação contrária, sendo que c influencia

principalmente a média anual e, por isso, é tomado como medida do vento disponível no

local. Em adição, o desvio padrão também aumenta na medida em que o parâmetro c

aumenta, traduzindo em maior variação da velocidade do vento e interferência na

confiabilidade dos dados e do projeto.

Para o cálculo dos parâmetros k e c, um dos métodos mais utilizados envolve

regressão linear e deriva da função probabilidade acumulada, que define a probabilidade de

uma variável aleatória qualquer exceder um valor determinado. Esta função, para a aplicação

referente à Distribuição de Weibull, é expressa pela equação 7. Esta equação pode ser

expressa como uma função linear, como mostrado pelas equações 8, 9 e 10. Os parâmetros k e

c estão relacionados com os valores de A e B, através das equações 11 e 12.

F u = exp − u

c

k

(7)

Y = A ∗ X + B (8)

Y = ln −ln F u (9)

X = ln u (10)

k = A (11)

c = exp −B

A (12)

2.3.2 Lei de Prandtl

A aproximadamente 2.000 m de altitude, o efeito da força de atrito sobre as massas

de ar é praticamente nulo. Para camadas inferiores, abaixo da camada limite atmosférica,

28

como é denominada, essa interferência é significativa e deve ser considerada. Desta

constatação, concluiu-se que a velocidade do vento varia com a altura relativa ao solo.

A nacele, o rotor e os demais componentes das turbinas eólicas modernas, como

pode ser visto na figura 11, estão localizados a uma altura de cerca de 100 m, designada

camada superficial ou logarítmica. Para este interesse específico, a topografia do terreno e a

rugosidade do solo são condicionantes do perfil de velocidades do vento, representado pela lei

logarítmica de Prandtl, expressa pela equação 13. Na expressão, u z é a velocidade média do

vento a uma altura z, u∗ é a velocidade de atrito, k é a constante de Von Karman, cujo valor é

0,4, e z0 é o comprimento característico da rugosidade do solo, fornecido pela literatura para

diversos tipos de terrenos.

u z =u∗

k∗ ln

z

z0 (13)

Na prática, utiliza-se a equação 14, em que u (zr) é a velocidade média à altura de

referência zr, pois a velocidade de atrito é um parâmetro dificil de ser calculado. Esta equação

aplica-se somente a terrenos planos e homogêneos, não observando os efeitos da topografia,

de obstáculos e das modificações da rugosidade.

u z

u zr =

ln z

z0

ln zr

z0 (14)

2.4 VENTO TURBULENTO

O interesse em determinar a turbulência atmosférica, uma componente flutuante do

vento, persiste, pois esta pode conter energia significativa em frequências próximas às de

oscilação da estrutura da turbina eólica, resultando em esforços mecânicos que podem

diminuir a vida útil do equipamento. A turbulência atmosférica é uma característica do

escoamento e não do fluido, sendo, portanto, difícil de ser analisada. Em decorrência de sua

irregularidade, não pode ser descrita por expressões determinísticas, sendo necessário utilizar

técnicas estatísticas. Atualmente, o efeito do vento e da turbulência atmosférica é um assunto

expressamente ponderado, o que permite projetar turbinas eólicas de forma segura, mesmo

para condições extremas de ventos.

29

2.5 POTENCIAL EÓLICO

A geração de energia elétrica pelo emprego de turbinas eólicas dá-se pelo

aproveitamento para a realização de trabalho útil da energia cinética de translação contida nas

massas de ar em movimento, que é convertida em energia cinética de rotação, ao passar pela

seção do rotor transversal ao fluxo de ar. A apropriação da energia eólica decorre de

condições favoráveis, permanentes e razoáveis de vento. Portanto, a energia disponível para a

turbina eólica está, de forma direta, associada a uma velocidade uniforme e constante de vento

u (m/s).

A potência disponível no vento (W) é dada como expresso na equação 15, em que ρ é

a massa específica do ar, normalmente fixada pelos fabricantes em 1,225 kg/m³, e A é a seção

(m²) do rotor da turbina transversal ao fluxo de ar. O cálculo de projeto da massa específica

do ar dá-se pela equação 16, onde P0 é o valor de pressão atmosférica padrão ao nível do mar

(kg/m²), R é a constante específica do ar (J/kmol), z é a altitude (m), T é a temperatura (K) e g

é a aceleração da gravidade (m/s²) locais.

Pdisp = 1

2∗ ρ ∗ A ∗ u³ (15)

ρ =P0

R ∗ T∗ exp −

g ∗ z

R ∗ T (16)

A equação 15 mostra que a potência eólica disponível é diretamente proporcional ao

cubo da velocidade do vento. Por conseguinte, a variação de uma unidade na velocidade do

vento implica em um aumento do cubo da potência disponível. Devido a isto, a avaliação

técnica do potencial eólico exige um conhecimento pormenorizado do comportamento do

vento, incidindo em viabilidade técnica e econômica do projeto de energia eólica. A figura 6

mostra a curva da potência por unidade de área varrida pelas pás do rotor, denominada

densidade de potência disponível (W/m²), em função da velocidade do vento e não

considerando as características inerentes à turbina eólica.

30

Figura 6 – Densidade de potência disponível no vento.

Este comportamento da curva de densidade de potência ocorre quando não é

considerada a presença de uma turbina eólica, como citado. A aplicação de conceitos

referentes à mecânica de fluidos possibilitou a conceituação do coeficiente de potência ou

coeficiente de Betz (Cp), que determina a relação entre a potência mecânica disponível no

veio da turbina e a potência disponível no vento, como expresso na equação 17. O máximo

valor teórico para o rendimento da conversão eólio-mecânica é de 16/27, ou 59,3%.

Cp u = Pm

Pdisp (17)

Em discordância com a definição do coeficiente de potência, muitos fabricantes de

aerogeradores incluem o rendimento do gerador elétrico no valor de Cp, sendo usada, na

prática, a equação 18, em que Pe é a potência elétrica fornecida aos terminais do gerador.

Sendo assim, teoricamente, a potência extraída pela turbina eólica é, então, descrita pela

equação 19.

Cp u = Pe

Pdisp (18)

P = 1

2∗ ρ ∗ Cp ∗ A ∗ u3 (19)

Esta equação habilita os fabricantes de turbinas eólicas para determinarem as curvas

de potência dos equipamentos, geralmente mensuradas por órgãos credenciados e

independentes e relacionadas com velocidades médias de vento constatadas em períodos de

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

De

nsi

dad

e d

e p

otê

nci

a (W

/m²)


31

10 minutos, com a densidade específica do ar a 1,225 kg/m³ e com condições normais de

temperatura e pressão atmosférica. A curva de eficiência de conversão eletromecânica, por

sua vez, define como a turbina converte a energia eólica em elétrica, variando com o valor da

velocidade do vento. A faixa de operação e rendimento adequado da turbina é uma decisão a

ser tomada na fase de projeto. A tabela 1 mostra os valores referentes às curvas de potência e

de eficiência de conversão eletromecânica, correspondentes a um sistema de conversão de

energia eólica com potência nominal de 2.300 kW e mostradas nas figuras 7 e 8.

Tabela 1 – Curva de potência calculada (ρ = 1,225 kg/m³).

Velocidade do vento (m/s) Potência P (MW) Coeficiente de potência Cp

1 0,0 0,00

2 2,0 0,10

3 18,0 0,27

4 56,0 0,36

5 127,0 0,42

6 240,0 0,46

7 400,0 0,48

8 626,0 0,50

9 892,0 0,50

10 1.223,0 0,50

11 1.590,0 0,49

12 1.900,0 0,45

13 2.080,0 0,39

14 2.230,0 0,34

15 2.300,0 0,28

16 2.310,0 0,23

17 2.310,0 0,19

18 2.310,0 0,16

19 2.310,0 0,14

20 2.310,0 0,12

21 2.310,0 0,10

22 2.310,0 0,09

23 2.310,0 0,08

24 2.310,0 0,07

25 2.310,0 0,06

Fonte: Wobben Wind Power.

32

Figura 7 – Curva de Potência.

(Fonte: Wobben Wind Power).

Figura 8 – Curva de eficiência de conversão eletromecânica.

(Fonte: Wobben Wind Power).

2.6 CÁLCULO ENERGÉTICO

A expressão que descreve o valor esperado para a energia elétrica que pode ser

gerada anualmente a partir do aproveitamento eólico é, em casos gerais, dada pela equação

0,0

500,0

1.000,0

1.500,0

2.000,0

2.500,0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Po

tên

cia

P (

MW

)

Velocidade do vento u na altura do cubo (m/s)

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Co

efi

cie

nte

de

Po

tên

cia

Cp

Velocidade do vento u na altura do cubo (m/s)

33

20, em que f u é a densidade de probabilidade da velocidade média do vento, dada em horas,

Pe u é a característica elétrica do sistema de conversão de energia eólica, em W, u0 é a

velocidade de entrada e umáx é a velocidade de corte, ambas em m/s.

Ea = 8.760 f u ∗ Pe u du

umáx

u0

(20)

Para distribuções discretas, a expressão é resumida à equação 21, em que fr u é a

frequência relativa de ocorrência da velocidade média do vento, como dado na equação 22.

Ea = fr u ∗ Pe u

umáx

u0

(21)

fr u = 8.760 ∗ f u (22)

Se a função probabilidade acumulada, F u , for conhecida, uma forma mais elabora

de calcular a energia consiste em usar esta função para obter a probabilidade de a velocidade

do vento estar compreendida entre dois valores, como mostrado pela equação 23. Neste caso,

deve se utilizar o valor médio da potência fornecido pela característica elétrica do aerogerador

(Pe).

Ea = 8.760 F i − 1 − F i ∗Pe i + Pe i − 1

2

umáx

i=u1

(23)

2.7 PARQUE EÓLICO

2.7.1 Definição

Parque eólico constitui um agrupamento de turbinas eólicas, dispostas conforme

projeto em um mesmo espaço, terrestre ou marítimo, sob um mesmo ramal de ligação e

medição. Objetiva-se com a implantação de um parque eólico a geração de energia elétrica a

partir da utilização do recurso eólico como matéria-prima. A figura 9 apresenta o Parque

Eólico Osório, localizado em Osório, no Rio Grande do Sul, e que compõe os Parques Eólicos

de Osório, cuja capacidade instalada, de 150 MW, compreende a 25% da capacidade total

eólica instalada no Brasil.

34

Figura 9 - Parque Eólico Osório.

(Fonte: Greenpeace Brasil).

2.7.2 Particularidades de um parque eólico

Segundo documento do Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE), os parques

eólicos apresentam características determinantes para o projeto elétrico da integração eólica.

Dentre estas particularidades, destacam-se a necessidade de compensação de energia reativa,

os fatores de cancelamento de picos de potência e o uso de subestações especiais.

2.7.2.1 Compensação de energia reativa

Os níveis de energia reativa demandada por componentes do parque eólico, como

turbinas eólicas e transformadores, podem apresentar valores superiores aos acordados entre o

produtor independente e a concessionária de energia elétrica, ocasionando a punição do

primeiro com faturamento de consumo de energia e demanda de reativo, e prejudicar o nível

de tensão no ponto de conexão em decorrência do fluxo de potência nas redes elétricas. Por

estes motivos, o consumo de energia reativa é um tópico a ser analisado na fase de projeto de

um empreendimento eólico, sendo que, em alguns casos, deve se idealizar um sistema de

compensação variável que mantenha os níveis de tensão dentro dos padrões especificados.

2.7.2.2 Fatores de cancelamento de picos de potência

O cancelamento de picos de potência, diretamente relacionados com cancelamentos

de variações de tensão dinâmica, é resultado do mau planejamento da disposição espacial de

35

turbinas eólicas dentro de um parque eólico. Este efeito provém da turbulência do vento em

virtude do princípio estocástico das variações do vento e não direcional do mesmo.

2.7.2.3 Subestações especiais

Interligar o parque eólico a uma rede elétrica mais forte e em um nível de tensão

mais elevado é, por vezes, necessário e deriva-se da potência a instalar e da condição da rede

elétrica disponível. Diante deste cenário, é instalado na subestação interna ao parque eólico

um transformador elevador, que pode ter um sistema de regulação de tensão em carga,

denominado de transformador com tap variável. Este é útil para reduzir variações

estacionárias de tensão e melhorar a qualidade da tensão no ponto de conexão, mas não é

compatível com compensação de variações dinâmicas de tensão e variações transitórias de

tensão, em decorrência da elevada frequência que apresentam, do desgaste que introduziriam

no sistema de regulação de tensão e do custo de manutenção do transformador. Um diagrama

geral que apresenta os componentes que podem ser instalados é mostrado na figura 10.

Figura 10 – Diagrama geral das diferentes formas de conexão de turbinas eólicas em parques eólicos.

(Fonte: CBEE, 2003).

36

2.7.3 Turbinas eólicas

As turbinas eólicas configuram-se como as unidades fundamentais para uma central

eólica. Essas são compostas, de forma generalizada, por um gerador elétrico ligado ao rotor

da turbina, um sistema de transmissão, um multiplicador de velocidades em sistemas

convencionais, um sistema de controle, um sistema local de compensação de energia reativa,

um transformador elevador e um sistema de proteção elétrica. Consolidou-se o projeto de

turbinas eólicas com eixo de rotação horizontal, três pás, alinhamento ativo, gerador de

indução e com a utilização ou não do controle de ângulo de passo das pás para limitar a

potência máxima gerada. Na figura 11, apresenta-se o desenho esquemático de uma turbina

eólica.

Figura 11 – Desenho esquemático de uma turbina eólica.

(Fonte: ANEEL, 2003).

37

2.7.3.1 Conexão elétrica de turbinas eólicas

A conexão elétrica de turbinas eólicas pode ser realizada de forma direta ou por meio

de conversores eletrônicos de frequência, também denominados conversores eletrônicos de

potência, conforme apresentado em documento do CBEE. Os conversores possibilitam uma

ampla variação da velocidade no rotor e a regulação do fator de potência, além de permitir

que o gerador seja síncrono ou assíncrono. A conexão direta, por outro lado, é caracterizada

pela presença de geradores assíncronos, multiplicadores de velocidade e bancos de

capacitores para excitação básica da máquina. Essa apresenta-se como uma conexão rígida

com a rede elétrica, pois a ocorrência de uma pequena variação da velocidade de rotação do

eixo mecânico é permitida. Nesta forma de conexão, ocorre a transmissão à rede de energia

elétrica de grande parcela das flutuações do vento sentidas pelo rotor.

A conexão por meio de conversores eletrônicos de frequência aceita maior

flexibilidade ao sistema mecânico, diferencial este que permite a aceleração do conjunto

rotor-gerador, proporcionando, então, a absorção dos picos de potência e as variações bruscas

de torque no rotor, que, em caso contrário, seriam transmitidas à rede elétrica. Ainda assim,

este tipo de conversor é fonte de emissão de componentes harmônicas de corrente. A figura

12 apresenta os principais tipos e formas de conexão de turbinas eólicas, cuja classificação dá-

se pelo tipo de gerador utilizado e de conexão elétrica.

Em decorrência da existência de dois tipos de geradores e a relevância deste dado

para o tipo e forma de conexão de turbinas eólicas, tornam-se apreciadas as principais

características das formas de conexão de acordo com a classificação do gerador. Os geradores

podem ser assíncronos ou de indução ou síncronos.

Os geradores assíncronos podem ser conectados ao sistema elétrico de três formas

distintas. A primeira forma é a conexão direta de geradores assíncronos do tipo gaiola de

esquilo. Nesta conexão o gerador é ligado diretamente à rede de energia e demanda a

utilização de um sistema de compensação reativa. Como praticamente não há flexibilidade no

sistema mecânico devido às características de funcionamento desse tipo de gerador, o sistema

é denominado rígido. Como consequência disto, esta conexão caracteriza-se pela robustez e

pela não inserção de componente harmônica na corrente.

Na conexão através de conversores eletrônicos de potência para geradores

assíncronos do tipo gaiola de esquilo, as dinâmicas da turbina eólica são desligadas da rede

38

elétrica através dos conversores de frequência. A presença destes confere ao conjunto rotor-

gerador a capacidade de acelerar e funcionar em velocidade variável e a possibilidade de

inserção de componente harmônica na corrente do circuito e de potência reativa variável e

programável na rede elétrica. Os conversores eletrônicos podem ser classificados como

AC/DC/AC ou AC/AC.

Na ocorrência de conexão através de conversores eletrônicos de frequência para

rotores bobinados, podem ser feitos dois tipos de configuração. No primeiro, o

escorregamento é controlado através da eletrônica de potência no circuito do rotor e o

segundo é a conexão de um circuito de extração de potência pelo rotor (―double fed

generator‖, em inglês). Neste caso, também, pode ocorrer a inserção de potência reativa e

programável na rede elétrica.

Os geradores síncronos, de mesma forma, podem ser conectados aos sistemas

elétricos por três meios. A conexão direta de geradores síncronos à rede elétrica é comum

para circuitos instalados em sistemas isolados cuja potência não ultrapassa 1 kW. Em

decorrência das características do funcionamento do gerador elétrico, a flexibilidade no

sistema mecânico quase não ocorre, fazendo com que o sistema seja dito extremamente

rígido.

Na conexão através de conversores eletrônicos de frequência para máquinas com

circuito de excitação, o sistema multiplicador de velocidade é utilizado, fazendo com que o

conjunto rotor-gerador possa acelerar e funcionar em velocidade variável, mas podendo

inserir componente harmônica na corrente. Os conversores podem ser AC/DC/AC ou AC/AC.

Na conexão através de conversores eletrônicos de potência para máquinas com

excitação permanente, não é usual a utilização do multiplicador de velocidade e de um

circuito de excitação para a máquina síncrona. Nesta ocorrência, os conversores de potência

podem injetar na rede uma potência reativa variável e programável.

39

Figura 12 – Principais tipos e formas de conexão de turbinas eólicas.


40

2.7.3.2 Regulação de potência

A regulação de potência dá-se por deslocamento do vento ou estol (stall, em inglês)

ou por variação de ângulo de passo das pás do rotor (pitch, em inglês). A tendência atual é a

combinação das duas técnicas, resultando em um mecanismo de variação do ângulo de passo

para ajustar a potência gerada que não é utilizado continuamente. As curvas de potência

características para cada tipo de regulação de potência são apresentadas nas figuras 13 e 14.

Figura 13 – Regulação de potência por variação do ângulo de passo das pás do rotor.


Figura 14 – Regulação de potência por deslocamento do vento.


41

Apesar do comportamento semelhante, turbinas eólicas com regulação de potência

por deslocamento ou por variação de ângulo de pás exibem curvas de potência distintas. A

primeira necessita de um sistema mecânico mais robusto, uma vez que a limitação da

captação da energia do vento é feita de forma passiva por meio de processos aerodinâmicos,

enquanto que a segunda permite um controle mais preciso da potência entregue ao gerador.

As duas opções de regulação podem transmitir ao gerador picos de potência oriundos de

rajadas momentâneas, pois a previsão de rajadas em tempo real não se mostra eficaz no

controle da potência dessas máquinas. A seleção da forma de regulação de potência relaciona-

se com a tecnologia e a relação custo/benefício praticada pelo fabricante, não tendo, a

princípio, nexo com o tipo de gerador.

2.7.3.3 Sistema de controle

Acrescentado para a correta e estável operação da turbina eólica, o sistema de

controle tem como principais funções monitorar e proteger a máquina de operações indevidas,

por meio do controle das principais grandezas mecânicas e elétricas. O sistema é composto

por sistemas de proteção individuais, como para-raios, protetores contra sobre corrente e curto

circuito, protetores contra sub e sobre tensão, protetores contra sub e sobre frequência e

capacitores para compensação de reativo.

2.7.3.4 Integração com a rede elétrica

Em geral, a geração de energia elétrica pelas turbinas eólicas é feita em baixa tensão,

de 380 V a 690 V. Como resultado disto e para a devida integração final à rede elétrica, torna-

se indispensável a utilização de um transformador elevador de tensão. Estes podem apresentar

um sistema de regulação de tensão em carga, conhecidos como transformadores com tap

variável, úteis para reduzir variações estacionárias de tensão, garantindo melhor qualidade da

curva de tensão no ponto de conexão.

A conexão do transformador elevador de tensão dá-se, em casos gerais, ao sistema de

distribuição de energia, ou aos sistemas de transmissão ou sub-transmissão, sendo os níveis

usuais encontrados de tensão compreendidos na faixa de 13,8 kV a 69 kV. Para valores

menores, justifica-se para potências muito reduzidas, abaixo de 500 kW, e, para maiores,

apenas em casos especiais. Na figura 15, um diagrama simplificado da conexão à rede elétrica

de uma tubina eólica é mostrado.

42

Figura 15 – Turbina eólica conectada à rede elétrica.


2.8 VANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA

Os pricipais fatores que garantem ao aproveitamento da energia eólica vantagem

comparativa são a tecnologia plenamente desenvolvida e em fase comercial e os impactos

ambientais negativos praticamente nulos, mas existentes. Lista-se como impactos negativos os

efeitos sobre a fauna local, a estética visual prejudicada e os ruídos mecânico e aerodinâmico

oriundos dos aerogeradores. Todos estes impactos, contudo, podem ser gerenciados e

reduzidos a níveis aceitáveis.

A tecnologia apresenta a grande vantagem de ser uma fonte renovável, segura,

inesgotável e limpa; não emitir gases de efeito estufa em fase de operação e mínimas

quantidades em fase de construção; não produzir resíduos radioativos ou gasosos; dispensar a

utilização de água como elemento motriz ou como fluido de refrigeração ou de qualquer tipo

de combustível; ser um dos sistemas de geração de energia elétrica mais seguros; admitir a

criação de postos de trabalho com a implantação, operação e manutenção dos parques eólicos;

e destinar 99% da área para a implantação do parque eólico para outras aplicações, como as

atividades de agricultura e a pecuária. Além disto, configura-se como uma opção para o

atendimento a comunidades em regiões isoladas, para a redução da dependência externa de

petróleo e para diversificação e fortalecimento da matriz energética do país.

Em termos da redução das emissões de dióxido de carbono (CO2), a geração de

energia elétrica a partir da energia eólica configura-se como uma das opções que apresentam

43

menores custos, como mostrado na figura 16, onde pode ser observado que os custos são

reduzidos conforme eleva-se a potência dos aerogeradores.

Figura 16 – Custo (EU$/tCO2) resultante da redução das emissões para diferentes fontes de energia renovável.

(Fonte: EWEA, 2004).

As tabelas 2 e 3 apresentam as emissões de CO2 por GWh produzidas em cada fase

de implementação de um parque eólico e de demais tecnologias de geração de energia

elétrica, as emissões evitadas pela utilização de energia eólica para geração constatadas em

2003 e as projeções para reduções conforme prognóstico de desenvolvimento da energia

eólica da Associação Europeia de Energia Eólica (European Wind Energy Association –

EWEA), para os anos 2010 e 2020.

Se os objetivos forem alcançados para os períodos propostos, estima-se reduções de

11% das emissões de CO2 no ano de 2020, que podem ser comercializadas no Mercado de

Carbono a benefício do agente redutor. A título exemplificativo, uma turbina eólica moderna

de 600 kW, localizada em uma região cujos ventos são moderados, em comparação com as

fontes convencionais e em função de fatores como o regime dos ventos, evita 20.000 a 36.000

tCO2 durante o período de vida útil, normalmente fixado em 20 anos.

1 10 15 24 51139

1152

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Biomassa Eólica - 450 kW Eólica - 225 kW Biogás Eólica - 20 kW PCH Fotovoltaica

44

Tabela 2 – Emissões de CO2 (t/TWh) para diferentes tecnologias de geração de energia.

Tecnologia Extração do combustível Construção Operação Total

Térmica a carvão 1 1 962 964

Térmica a óleo - - 726 726

Térmica a gás - - 484 484

Geotérmica < 1 1 56 57

PCH¹ na 10 na 10

Nuclear 2 1 5 8

Eólica na 7 na 7

Fotovoltaica na 5 na 5

GCH² na 4 na 4

Solar na 3 na 3

Biomassa -1509 3 1346 -160

¹ PCH - Pequena Central Hidrelétrica.

² GCH - Grande Central Hidrelétrica.

na - Não se aplica.

Fonte: IEA, 1998.

Tabela 3 – Emissões evitadas pela energia eólica.

Ano Potência Instalada Produção Emissões Evitadas/kWh

Emissões Evitadas

Acumuladas/kWh

CO2 SO2 NO2 CO2 SO2 NO2

GW TWh 106 t 10³ t 10³ t 106 t 10³ t 10³ t

2003 40,3 84,7 50,8 58,4 74,6 50,8 58 74,6

2010 197 537 260 286 364,5 1.065 1.217 1.564

2020 1.245 3.054 1.832 1.805 2.303,3 1.832 2.093 2.690

Fonte: EWEA, 2004.

Outro aspecto positivo relativo à utilização da energia eólica é a rápida reposição de

energia elétrica, consumida nas fases de manufatura, instalação, manutenção e desativação

das centrais. Segundo um estudo, realizado na Dinamarca e elaborado em 2002 pela

associação dinamarquesa de fabricantes de turbinas eólicas (danish wind industry association

– dwia), estima-se que a recuperação da energia despendida na fase de construção de um

parque eólico ocorre em 3 a 4 meses após o início da fase de operação. A tabela 4 apresenta

valores estimados da energia empregada em cada processo realizado durante a vida útil de

uma turbina eólica de 600 kW, esperada que seja de 20 anos.

45

Tabela 4 – Energia consumida ao longo das diferentes fases de uma turbina eólica de 600 kW.

Processo Energia

MWh

Fabricação 528

Instalação 137

Operação e Manutenção 215

Sucata (uso) 145

Sucata (recuperação) -204

TOTAL 821

Fonte: DWIA, 2002.

2.9 DESVANTAGENS DA UTILIZAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA E MEDIDAS

MITIGADORAS

Um dos principais limitadores ambientais do crescimento do aproveitamento do

potencial eólico é o uso do solo, questão levantada geralmente pela população local, que sofre

influência direta dos impactos causados pela implementação das centrais. Apesar de a

densidade energética dos parques eólicos ser baixa, variando entre 0,06 km²/MW e 0,08

km²/MW, e, portanto, demandar extensas áreas para a instalação, sobretudo para evitar os

efeitos de sombreamento que uma turbina pode ocasionar sobre outra, apenas cerca de 1% da

área é ocupada de forma efetiva pelos aerogeradores. Isto ocasiona a possibilidade de

aproveitamento do solo para outros propósitos, como as atividades agrícolas e a pecuária.

Por outro lado, as instalações off-shore, parques eólicos localizados em zonas

marítimas, assim como as construções em terra, podem interferir sobre a fauna,

principalmente durante a fase de construção, em decorrência das instalações das bases

submarinas e da presença antrópica. Outros aspectos negativos relativos às aplicações off-

shore são o maior custo de transporte, instalação e manutenção e a necessidade de adaptação

das turbinas eólicas convencionais e de elaboração de estratégias especiais que propiciem

deslocamento e instalação seguros.

Deve se observar, de mesma forma, outros impactos ambientais e restrições de

parques eólicos, relacionados às áreas circunvizinhas, no que diz respeito à emissão sonora,

proveniente dos acionamentos mecânicos e da aerodinâmica, ao impacto visual e sobre a

propagação de ondas eletromagnéticas de sistemas de navegação e telecomunicação e aos

efeitos sobre a fauna. A tabela 5 apresenta os aspectos e impactos que os parques eólicos

46

podem ocasionar, o tempo de ocorrência e as medidas mitigadoras ou compensatórias que

devem ser tomadas.

Tabela 5 – Impactos socioambientais decorrentes de contrução e operação de parques eólicos.

Aspectos Impactos TO

Medidas mitigadoras ou

compensatórias/ Projeto/

Programas

Ocupação do solo pelo

parque eólico e

subestações (preparação,

terraplenagem,

desmatamento, etc)

Interferência com população local

C

Compensação monetária ou

permuta de áreas; utilização de

sistemas anti-poeiras; recuperação

de áreas degradadas; regulagem

das máquinas utilizadas, evitando

produção de ruídos e emissões

desnecessárias.

Interferência com flora e fauna

Produção de ruído e poeira

Erosão do solo

Alteração do uso do solo

Emissão de gases de efeito estufa e causadores de

deposição ácida pelas máquinas e caminhões que

utilizem derivados de petróleo

Interferência com atividade turística

Transporte de

equipamento pesado

Poluição sonora C

Planejamento do sistema de

tráfego de modo a se evitar os

horários de pico. Perturbação do trânsito local

Movimentos migratórios

causados pela construção

do parque

Aumento da demanda por serviços públicos,

habitação e infra-estrutura de transporte

C/O

Apoio na construção do Plano

Diretor do Município; adequação

das infra-estruturas de habitação,

educação e transporte; gestão

institucional.

Alteração da organização sócio-cultural e política

da região

Aumento das atividades econômicas da região

com possível e posterior retração após o término

do empreendimento

Distorção estética Poluição visual C/O

Projetos paisagísticos e

arquitetônicos para redução do

impacto visual.

Produção de ruído Poluição sonora C/O

Projetos e programas específicos

para redução de ruído;

monitoramento de ruídos.

Funcionamento dos

aerogeradores Morte de aves e morcegos por colisão O

Evitar a construção do parque em

rotas de migração; adotar arranjo

adequado das turbinas no parque

eólico; utilizar torres de tipos

apropriados (tubulares); utilizar

sistemas de transmissão

subterrâneos.

Legenda: TO - Tempo de ocorrência; C - Construção; O - Operação.

Fonte: PNE 2030, 2007.

3 ENERGIA EÓLICA

3.1 NO MUNDO

3.1.1 Breve histórico

O exórdio da aplicação da energia eólica era baseado em sistemas de navegação,

bombeamento d’água e moagem de grãos. A utilização para geração elétrica data do final do

século XIX, assinalando o início de grandes desafios em pesquisa e desenvolvimento, e se

intensifica com a crise mundial do petróleo ocorrida na década de setenta e, em decorrência,

com os estudos afincos e projetos desenvolvidos no sentido de ampliar o mercado para o

fortalecimento do setor eólico industrial. Durante este período, mais de 50.000 novos

empregos foram criados e uma sólida indústria de componentes e equipamentos foi

desenvolvida (PNE 2030, 2007).

As décadas de oitenta e noventa são marcadas pelo crescimento significativo da

indústria eólica mundial, com o amadurecimento de suas tecnologias e com a procura de

novos mercados. O desenvolvimento apresentado, desde então, pela tecnologia de conversão

de energia eólica é significativo. Os resultados decorrentes do aprimoramento dos sistemas

eólicos estabeleceram-se por mediação de uma indústria sólida e evoluíram no projeto, na

construção e na operação, resultando em redução dos custos iniciais de projeto, operacionais e

de manutenção.

3.1.2 Segurança energética

Nas próximas décadas, as fontes renováveis terão participação progressivamente

significativa na matriz energética mundial. A realização de pesquisas de desenvolvimento

tecnológico, que incorporam os efeitos da aprendizagem, e a redução dos custos de geração

são incitados pelas questões ambientais sobressaltadas e a tendência mundial de

desenvolvimento em bases sustentáveis.

Um dos motivos que contribuem para a promoção das soluções sustentáveis por meio

de geração de energia elétrica a partir do recurso eólico é a necessidade de diversificação da

matriz energética, que possibilita maior segurança de abastecimento de energia e menor

dependência de combustíveis fósseis. Além disto, pode se citar o fortalecimento dos

investimentos em energia eólica decorrente do baixo risco de aplicação, do caráter social e

48

dos benefícios econômicos adicionais, tais como custos de geração de eletricidade, em grande

parte dos casos, são invariantes durante o tempo de vida útil das turbinas eólicas, a energia

eólica não ocasiona dispêndios com combustível e custos de operação e manutenção são

previsíveis e reduzidos, se comparado ao investimento total.

3.1.3 Redução da emissão de gases de efeito estufa

A primeira reunião voltada para o tema mudanças climáticas ocorreu em 1988 em

Toronto, no Canadá. Descreveu-se, então, o impacto potencial que poderiam ocasionar, sendo

inferior apenas ao resultado de uma guerra nuclear. O Painel Intergovernamental sobre

Mudanças Climáticas (Intergovernmental Panel on Climate Change – IPCC), em 1990, é

considerado o primeiro informe com base na colaboração científica de nível internacional,

advertindo sobre a necessidade de reduzir as emissões de 1990 em 60% para estabilizar os

crescentes níveis de dióxido de carbono na atmosfera.

Em 1992, representantes de 160 governos assinaram a Convenção Marco sobre

Mudanças Climáticas na segunda Conferência Mundial para o Meio Ambiente e

Desenvolvimento, objetivando proteger as fontes alimentares, os ecossistemas e o

desenvolvimento social. Incluiu-se, então, uma meta para os países industrializados, em que

eles deveriam manter as emissões de gases causadores do efeito estufa, em 2000, nos níveis

registrados em 1990.

O Protocolo de Kyoto, um componente da Convenção, é um tratado assinado em

1997 por 189 nações industrializadas comprometidas em reduzir a emissão de gases

causadores do efeito estufa em 5,2%, em relação aos níveis apresentados em 1990, para o

período de 2008 a 2012, considerado o primeiro período de compromisso. O documento

propõe mecanismos para auxiliar os países a cumprirem suas metas, prevendo parcerias entre

países na criação de projetos ambientalmente responsáveis, dando direito aos países de

comprarem créditos diretamente das nações que poluem pouco e possibilitando um mercado

de créditos de carbono. Esses mecanismos são denominados Implementação Conjunta,

Comércio de Emissões e Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL), respectivamente.

De acordo com relatórios lançados em 2007 pelo IPCC, medidas imediatas e efetivas

devem ser tomadas para mitigar os efeitos das mudanças climáticas, considerada a maior

ameaça socioambiental que o planeta enfrenta. Segundo os relatórios, para impedir que a

temperatura média global suba mais do que 2 °C, em comparação com os valores pré-

49

industriais, as emissões globais devem atingir nível máximo em 2015 e, então, serem

reduzidas em 50% até o ano de 2050. Isto se traduz em restrição das emissões dos países

industrializados em 30% até 2020 e em 80% até 2050.

O baixo rendimento apresentado pelas termelétricas, ofuscado pelo crescimento

populacional e pelo consequente aumento da demanda mundial por energia elétrica, é um dos

fatores que contribuem para que o setor de produção de energia elétrica seja responsável por

40% das emissões globais de dióxido de carbono, gás que mais contribui para as alterações

climáticas (GWEC, 2008). A energia eólica configura-se como uma alternativa para a redução

da emissão de gases de efeito estufa por ser renovável e uma tecnologia de geração

ambientalmente limpa, não produzindo dióxido de carbono durante a fase operacional e

produzindo mínimas quantidades durante a manufatura dos equipamentos e a implementação

dos parques eólicos.

O crescimento anual da utilização do recurso eólico como fonte de energia é

contabilizado a uma taxa de 29% a.a., sendo que, ao final de 2008, a produção total

compreendeu 1,5% de toda energia elétrica consumida. O crescimento da energia eólica, no

mundo, aparece como uma resposta da sociedade por uma melhor qualidade ambiental no

suprimento energético, destacando-se como uma opção imprescindível, de presente e futuro,

para o fornecimento de energia limpa em grande escala. Com mais de 85 mil turbinas em

operação, a capacidade instalada de energia eólica em âmbito mundial é de cerca de 152.000

MW, estimado para 2009 (WWEA, 2009). Estima-se que esse valor pode exceder 1.500 GW

até o ano de 2020, produzindo cerca de 2.600 TWh de energia por ano. Esta capacidade

poupará a emissão de 1.500 milhões de toneladas métricas de dióxido de carbono por ano,

segundo dados apresentados pelo Conselho Global de Energia Eólica (Global Wind Energy

Councial – GWEC).

3.1.4 Fonte de renda e emprego

Uma vantagem fundamental apresentada pelo uso do recurso eólico para geração de

energia elétrica é a substituição da maioria dos dispêndios com recursos importados por mão-

de-obra e capacidade antrópica. A utilização da energia eólica gera muito mais empregos do

que as fontes de energia centralizadas e não-renováveis, contribuindo para que o setor torne-

se em todo mundo uma importante fonte de renda e emprego, sendo que, em apenas dois anos,

o setor praticamente dobrou o número de empregos oferecidos. Em 2008, os 440.000

50

empregados contribuíram para a geração de 260 TWh de eletricidade. Estima-se que, em

2010, 660.000 empregos serão oferecidos, como mostrado na figura 17, de acordo com dados

do World Wind Energy Report 2008.

Figura 17 – Geração de empregos.

(Fonte: WWEA, 2009).

3.1.5 Panorama mundial

Segundo dados do World Wind Energy Report 2008, a capacidade mundial de

geração de energia elétrica decorrente da utilização de energia eólica ultrapassa 121.188 MW

de potência instalada, representando um aumento de 105,3% com relação aos valores

apresentados em 2005 e sendo que 27.261 MW foram adicionados somente em 2008, como

apresentado na figura 18. Isto retrata 1,5% do consumo de eletricidade global, abrangendo a

geração de 260 TWh/ano, a manutenção de 440.000 empregos e a rotação de € 40 bilhões em

2008.

A energia eólica configura-se como a fonte energética que mostra a maior taxa de

crescimento relativo em 2008, sendo de 29% a.a., como já mostrado. Entre os fatores que

explicam este desempenho, destacam-se o crescimento da demanda de energia elétrica

mundial, a crescente escassez de combustíveis fósseis e não-renováveis, as necessidade de

controle ambiental, a preservação da natureza e o objetivo de crescimento auto-sustentado.

Constata-se, com base na figura 19, que os países que mais contribuiram para este resultado

foram os Estados Unidos, que apresentou 49,7% de aumento, e a China, 106,5%. Estima-se

que, em 2010, a capacidade instalada mundial atinja o valor de 190.000 MW (WWEA, 2009).

235.000

300.000

350.000

440.000

* 540.000

* 660.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010

* Prognóstico

51

Figura 18 – Capacidade mundial total instalada.


Figura 19 – Países com as maiores taxas de crescimento (%).


2.187 4.033 4.3396.282

6.8598.114

8.39811.331

15.127

19.776

27.261

* 30.812

* 38.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Capacidade instalada acumulada Nova capacidade instalada

28,4

21,7

56,7

45,0

7,9

220,0

80,4

82,8

127,3

58,1

37,1

37,6

38,7

49,7

54,6

61,2

71,0

82,8

106,5

176,7

Itália

Reino Unido

França

Estados Unidos

Irlanda

Turquia

Polônia

Austrália

China

Bulgária

- Países com mais de 100 MW de potência instalada -

2008 2007

* Prognóstico

52

Em 2008, Estados Unidos e China apresentaram as maiores taxas de crescimento do

mercado de energia eólica, sendo que o primeiro ultrapassou a geração alemã e o segundo

superou a produção indiana, até então líder no mercado asiático. Juntos, os dois países

representaram 50,8% da nova capacidade instalada em 2008 e, em conjunto com Índia,

Alemanha, Espanha, Itália, França e Portugal, retratam 76,21%. A tabela apresentada no

APÊNDICE A mostra a posição, as capacidades total instalada e adicional instalada no ano de

2008 e a taxa de crescimento em 2008, com base em dados de 2007, para os países que

possuem empreendimentos eólicos. O Brasil acha-se em 24ª posição, instalados 338,5 MW

até o final de 2008 (WWEA, 2009).

Na Dinamarca, pioneira na implantação de parques eólicos, o suprimento energético

compreende 20% de energia eólica, garantindo ao país a liderança em participação na matriz

energética. Atualmente, 76 países empregam energia eólica com fundamentos comerciais. A

figura 20 mostra a capacidade instalada de dez países e o crescimento apresentado pelo setor

de energia eólica em 2007 e 2008 (WWEA, 2009).

Figura 20 – Países com maior capacidade instalada (MW) em 2008.


2.130

3.125

2.389

2.455

2.726

7.850

5.912

15.145

22.247

16.819

2.862

3.160

3.288

3.404

3.736

9.587

12.210

16.740

23.903

25.170

Portugal

Dinamarca

Reino Unido

França

Itália

Índia

China

Espanha

Alemanha

Estados Unidos

2008 2007

53

Com base em dados e nas taxas de crescimento dos últimos anos, conjetura-se que a

evolução dinâmica da utilização da energia eólica continuará nos próximos anos. No entanto,

os impactos causados pela crise financeira corrente dificultam prognósticos a curto prazo.

Estima-se que a energia eólica atraíra mais investidores, incluindo governantes preocupados

em garantir a sustentabilidade da matriz energética, com a diminuição dos riscos inerentes ao

empreendimento e com a necessidade crescente de fontes limpas e renováveis de energia.

Cálculos criteriosos que consideram fatores de risco mostram que o mercado de

energia eólica será capaz de oferecer 12% da energia elétrica global consumida, implicando

na instalação de 1.500.000 MW de potência até 2020. Publicações recentes sugerem que, até

2025, 7.500.000 MW de potência instalada proverão 16.400 TWh de energia elétrica, o que se

traduz em 50% da necessidade energética mundial sendo gerada por fontes renováveis. As

energias eólica e solar podem conquistar, até 2019, 50% do mercado relativo aos novos

empreendimentos de energia. As fontes não-renováveis, por sua vez, atingiriam seu ápice de

consumo em 2018 e seriam extintas do setor de geração de energia elétrica em 2037 (WWEA,

2009).

3.2 NO BRASIL

3.2.1 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica

Com o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica gerada por

empreendimentos concebidos com base em fontes eólica, biomassa e pequenas centrais

hidrelétricas (PCH) no Sistema Interligado Nacional (SIN), instituiu-se, conforme descrito no

Decreto nº 5.025, de 2004, o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia

Elétrica (PROINFA). A letra da Lei nº 11.943, de 28 de maio de 2009, determina que o

funcionamento desses empreendimentos deve iniciar até 30 de dezembro de 2010. De caráter

estrutural, o programa reforçará os ganhos em escala, a aprendizagem tecnológica, a

competitividade industrial nos mercados interno e externo e a identificação e a apropriação

dos benefícios técnicos, ambientais e socioeconômicos na definição da competitividade

econômico-energética de projetos de geração que utilizem fontes limpas e sustentáveis

(ELETROBRÁS, 2009).

Previa-se a implantação de 144 usinas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade

instalada, sendo 1.191,24 MW provenientes de 63 PCHs, 1.422,92 MW de 54 centrais eólicas

e 685,24 MW de 27 usinas a base de biomassa. As Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

54

(ELETROBRÁS) garantem a contratação por 20 anos de toda energia gerada por

empreendimentos ligados ao PROINFA. A tabela 6 mostra os empreendimentos relacionados

ao programa divididos por fases de implantação, sendo elas operação comercial pelo

Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), em construção ou construção não iniciada.

Nota-se que nenhum dos prognósticos relatados foram atingidos.

Tabela 6 – Empreendimentos relacionados ao PROINFA.

Fonte

Operação

comercial pelo

PAC

Em construção Construção não iniciada

Total

contratado Com EPC¹ Sem EPC Total

PCH Qde 35 70,0% 15 30,0% 0 0,0% 0 0,0% 0 0,0% 50

MW² 735,20 74,1% 257,00 25,9% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 992,20

Biomassa Qde 4 100,0% 0 0,0% 0 0,0% 0 0,0% 0 0,0% 4

MW 110,90 100,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 0,00 0,0% 110,90

Eólica Qde 18 39,1% 10 21,7% 16 34,8% 2 4,3% 18 39,1% 46

MW 253,55 22,3% 405,00 35,6% 443,75 39,0% 34,30 3,0% 478,05 42,1% 1.136,60

Total

instalado

Qde 57 57,0% 25 25,0% 16 16,0% 2 2,0% 18 18,0% 100

MW 1.099,65 49,1% 662,00 29,6% 443,75 19,8% 34,30 1,5% 478,05 21,3% 2.239,70

Sub-total

PCH

Qde 50 100,0% 50

MW 992,20 100,0%

992,20

Sub-total

Biomassa

Qde 4 100,0%

4

MW 110,90 100,0%

110,90

Sub-total

eólica

Qde 28 60,9%

46

MW 658,55 57,9% 1.136,60

Sub-total

geral

Qde 82 82,0% 100

MW 1.761,65 78,7% 2.239,70

¹ Engineering, Procurement and Construction. Modalidade EPC engloba o fornecimento do conjunto de bens e serviços que compõem a usina a um preço fechado.

² No âmbito do PAC, é considerada a potência instalada.

Fonte: ELETROBRÁS, 2009.

A iniciativa foi elaborada com o intuito de promover a diversificação da matriz

energética brasileira, buscando alternativas para aumentar a segurança no abastecimento de

energia elétrica, além de permitir a valorização das características e potencialidades regionais

e locais (ELETROBRÁS, 2009). Ao Ministério de Minas e Energia (MME) coube definir as

diretrizes, elaborar o planejamento do programa e definir o valor econômico de cada fonte,

enquanto que à ELETROBRÁS, o papel de agente executora, com a celebração de contratos

de compra e venda de energia (CCVE). Estabeleceu-se na letra do programa que o valor pago

pela energia elétrica adquirida por intermédio do PROINFA e os custos administrativos,

financeiros e encargos tributários incorridos pela ELETROBRÁS na contração desses

empreendimentos deveriam ser divididos proporcionalmente entre todas as classes de

55

consumidores finais atendidos pelo SIN com exceção dos consumidores classificados na

subclasse residencial baixa renda, cujo consumo não excede 80 kWh/mês.

Tabela 7 – Empreendimentos relacionados ao PROINFA divididos por região do país.

Região Fonte Operação

comercial

Concluídas

aguardando

regularização

pelo PROINFA

Em

construção

Construção não

iniciada Sub judice/

em recisão

contratual

Total

contratado Com

EPC

Sem

EPC Total

Norte

PCH 3 50,0% 3 6

46,80 45,8% 55,40 102,20

Biomassa

Eólica

Total 3 50,0% 0 3 0 0 0 0 6

46,80 45,8% 0,00 55,40 0,00 0,00 0,00 0,00 102,20

Nordeste

PCH 3 100,0% 3

41,80 100,0% 41,80

Biomassa 5 83,3% 1 6

89,20 74,8% 30,00 119,20

Eólica 7 19,4% 12 12 4 1 5 36

152,95 19,0% 73,43 413,50 160,30 5,40 165,70 805,58

Total 15 33,3% 12 12 4 1 5 1 45

283,95 29,4% 73,43 413,50 160,30 5,40 165,70 30,00 966,58

Centro-

Oeste

PCH 13 52,0% 2 10 25

280,44 56,2% 47,10 171,40 498,94


54,52 42,3% 74,40 128,92

Eólica

Total 15 48,4% 2 10 0 0 0 4 31

334,96 53,3% 47,10 171,40 0,00 0,00 0,00 74,40 627,86

Sudeste

PCH 8 53,3% 4 2 1 15

161,00 56,5% 92,00 22,20 10,00 285,20

Biomassa 9 81,8% 1 1 1 11

265,52 80,0% 36,00 30,5 30,50 332,02

Eólica 1 1 1 2

28,05 135,00 135,00 163,05

Total 17 60,7% 4 4 1 1 2 1 28

426,52 54,7% 92,00 86,25 30,50 135,00 165,50 10,00 780,27

Sul

PCH 12 85,7% 1 1 1 14

236,90 90,0% 19,50 6,70 6,70 263,10


95,10 90,5% 10,00 105,10

Eólica 4 25,0% 11 1 12 16

159,00 35,0% 225,29 70,00 295,29 454,29

Total 19 55,9% 2 0 11 2 13 0 34

491,00 59,7% 29,50 0,00 225,29 76,70 301,99 0,00 822,49


56

Os empreendimentos relacionados ao PROINFA divididos por região do país estão

dispostos na tabela 7. A região Centro-Oeste, como pode observado, não possui

empreendimentos do setor eólico em nenhuma fase de implantação no âmbito do PROINFA.

Dos 31 empreendimentos contratados, 25 estão relacionados com PCHs, mostrando o

interesse em valorizar as características inerentes à região, favoráveis à implementação de

centrais hidrelétricas.

No âmbito do PROINFA, a geração de energia elétrica a partir da energia eólica

merece destaque em decorrência do estímulo dado pelo programa. Em pouco mais de 3 anos,

a geração por essa fonte passou de apenas 22.000 kW de capacidade instalada para os atuais

605.280 kW (ANEEL, 2009). Estima-se que até o final de 2010, 68 empreendimentos do

Programa entarão em fase operacional, representando a inserção de 1.591,77 MW na matriz

energetica nacional, sendo que, deste valor, 1.110,97 MW serão proporcionados por 43

centrais eólicas (ELETROBRÁS, 2009). A tabela 8 apresenta o resultado das chamadas

públicas, designando as usinas eólicas cujos aproveitamentos foram habilitados pelo

PROINFA.

Os benefícios oferecidos pela criação do PROINFA atingem os âmbitos social,

tecnológico, estratégico, ambiental e econômico. Segundo dados divulgados pelo MME,

durante a construção e operação dos empreendimentos, estima-se a criação de 150 mil postos

de trabalho diretos e indiretos e investimentos de R$ 4 bilhões na indústria nacional de

equipamentos e materiais e de cerca de R$ 8,6 bilhões oriundos do setor privado. Do mais, o

programa propõe a complementaridade energética sazonal entre os regimes hidrólogico e

eólico, mais proeminente na região nordeste, e hidrológico e de biomassa, nas regiões sudeste

e sul, e a redução da emissão de 2,5 milhões de tCO2/ano, criando possibilidade para

negociações de reduções certificadas de emissões (RCE), nos termos do Protocolo de Kyoto

(ELETROBRÁS, 2009). Os créditos auferidos dessas negociações podem superar um quarto

dos subsídios necessários à implementação do programa, reduzir os custos de expansão do

programa para uma segunda fase em função de ganhos de escala, impulsionar a produção

local de equipamentos e reduzir os custos de aprendizagem.

57

Tabela 8 – Usinas eólicas habilitadas pelo PROINFA (Agosto de 2009).

Nº Estado Região Usina Qualificação Situação

Potência

contratada

(MW)

1 SC S Água Doce (CENAEEL) PIA1 Operação 9,00

2 PB NE Albatroz PIA Operação 4,50

3 RN NE Alegria I PIA Construção não iniciada 51,00

4 RN NE Alegria II PIA Construção não iniciada 100,80

5 PB NE Alhandra PIA Construção não iniciada 5,40

6 SC S Amparo PIA Construção não iniciada 21,40

7 SC S Aquibatã NÃO PIA Construção não iniciada 30,00

8 PB NE Atlântica PIA Operação 4,50

9 CE NE Beberibe PIA Operação 25,20

10 SC S Bom Jardim NÃO PIA Construção não iniciada 30,00

11 CE NE Bons Ventos PIA Construção 50,00

12 SC S Campo Belo PIA Construção não iniciada 9,60

13 PB NE Camurim PIA Operação 4,50

14 CE NE Canoa Quebrada PIA Construção 57,00

15 CE NE Canoa Quebrada Rosa dos Ventos PIA Operação 10,50

16 PB NE Caravela PIA Operação 4,50

17 SC S Cascata NÃO PIA Construção não iniciada 4,80

18 PB NE Coelhos I PIA Operação 4,50

19 PB NE Coelhos II PIA Operação 4,50

20 PB NE Coelhos III PIA Operação 4,50

21 PB NE Coelhos IV PIA Operação 4,50

22 SC S Cruz Alta NÃO PIA Construção não iniciada 30,00

23 RS S Dos Índios NÃO PIA Operação 50,00

24 RS S Elebras Cidreira PIA Construção não iniciada 70,00

25 CE NE Enacel PIA Construção 31,50

26 CE NE Foz do Rio Choró NÃO PIA Operação 25,20

27 RJ SE Gargaú PIA Construção 28,05

28 PE NE Gravatá Fruitrade PIA Construção 4,25

29 CE NE Icaraizinho NÃO PIA Construção 54,00

30 CE NE Lagoa do Mato PIA Operação 3,23

31 PE NE Mandacaru PIA Construção 4,25

32 PB NE Mataraca PIA Operação 4,50

33 PB NE Millennium PIA Operação 10,20

34 RS S Osório NÃO PIA Operação 50,00

35 RS S Palmares NÃO PIA Construção não iniciada 7,56

36 CE NE Paracuru NÃO PIA Operação 23,40

37 PI NE Pedra do Sal PIA Operação 17,85

38 PE NE Pirauá PIA Construção 4,25

39 CE NE Praia do Morgado PIA Construção 28,80

40 CE NE Praia Formosa NÃO PIA Construção 104,40

41 CE NE Praias de Parajuru PIA Construção 28,80

42 PB NE Presidente PIA Operação 4,50

43 SC S Púlpito NÃO PIA Construção não iniciada 30,00

1 Produtor Independente Autônomo de Energia Elétrica: produtor independente de energia elétrica cuja

sociedade, não sendo ela própria concessionária de qualquer espécie, não é controlada ou coligada de

concessionária de serviço público ou de uso de bem público de geração, transmissão ou distribuição de energia

elétrica, nem de seus controladores ou de outra sociedade controlada ou coligada com o controlador comum,

conforme parágrafo 1º, do Artigo 3º da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002 (ELETROBRÁS).

58

Nº Estado Região Usina Qualificação Situação

Potência

contratada

(MW)

44 RJ SE Quintanilha Machado I NÃO PIA Construção não iniciada 135,00

46 RN NE RN 15 - Rio do Fogo NÃO PIA Operação 49,30

45 SC S Rio do Ouro PIA Construção não iniciada 30,00

47 SC S Salto NÃO PIA Construção não iniciada 30,00

48 RS S Sangradouro NÃO PIA Operação 50,00

49 PE NE Santa Maria PIA Construção 4,25

50 SC S Santo Antônio NÃO PIA Construção não iniciada 1,93

51 CE NE Taíba-Albatroz PIA Operação 16,50

52 PB NE Vitória PIA Construção não iniciada 4,25

53 CE NE Volta do Rio PIA Construção 42,00

54 PE NE Xavante PIA Construção 4,25

1.422,92


A segunda fase do PROINFA, prevista para iniciar após 2012 e ter prazo de duração

de 20 anos, ambiciona atingir participação de 10% da matriz energética do país pelas fontes

eólica, hidráulica, por PCHs, e de biomassa, supondo contratação anual de no mínimo 15% da

capacidade acrescentada de geração do setor de energia elétrica (CEBDS, 2008). A partir

destes números, estima-se que a potência instalada de centrais eólicas compreenderá entre 9

GW e 13 GW até 2030, considerando a projeção analisada no Plano Nacional de Energia

2030 (PNE 2030), um fator de capacidade de 30% e a divisão equitativa entre as três fontes

citadas.

Apesar do prognóstico estimulante, deve se estudar os critérios de contratação da

segunda fase, pois, se o critério for menor preço da energia gerada, configura-se como

desvantagem para a energia eólica, considerando que as tarifas das outras duas fontes

energéticas são significativamente inferiores, segundo valores apresentados durante a primeira

fase. A tarifa da geração eólica compreendeu ao intervalo de 201,83 R$/MWh e 228,90

R$/MWh, em função do fator de capacidade, enquanto que para a fonte de biomassa os

valores foram estabelecidos entre 105,04 R$/MWh e 113,53 R$/MWh, dependendo do tipo de

matéria prima, e para PCHs a tarifa foi fixada em 131,08 R$/MWh (CEBDS, 2008).

3.2.2 Atlas do Potencial Eólico Brasileiro

O aproveitamento da energia eólica consolida-se como uma alternativa viável e

limpa em todo o mundo. Além de se compor de forma complementar a matriz energética, essa

fonte de energia elétrica oferece opção de suprimento, em conjunto com outras fontes

renováveis, podendo garantir os requisitos de preservação ambiental, aliando-os às

59

necessidades da sociedade industrial moderna. A condução dos esforços para acompanhar esta

tendência e implementar efetivamente a tecnologia de geração de energia eólica dá-se em

consequência das características geográfica e climática do Brasil e da necessidade de expandir

e fortalecer a matriz energética do país. O levantamento do potencial eólico, em virtude do

explicado, torna-se indispensável, apresentando informações que possibilitem a identificação

de áreas adequadas para o aproveitamento eólio-elétrico e que sejam confiáveis a ponto de

multiplicar os investimentos no setor.

A primeira tentativa em estudar o potencial eólico brasileiro obteve resultados com a

publicação, em 1998, do primeiro Atlas Eólico Nacional, caracterizado pelo mapeamento por

isolinhas das velocidades do vento à altura de 10 m do solo. Este indicou a tendência a

velocidades maiores de vento no litoral e em áreas interioranas favorecidas por relevo e baixa

rugosidade (CEPEL, 2001).

As primeiras medições anemométricas voltadas para estudos de viabilidade técnica,

utilizando equipamentos de maior precisão, procedimentos requeridos para a finalidade e

torres de 30 a 50 m de altura, tiveram início com o avanço mundial do aproveitamento da

energia eólica e com a instalação das primeiras centrais no Brasil. Os primeiros Estados a

dispor de torres anemométricas foram Pará, Ceará, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do

Sul, que, por serem poucos, ocasionou insuficiente disponibilidade de dados, incitando o

desenvolvimento do software de modelagem dos ventos de superfície, o MesoMap.

O software MesoMap configura-se como um conjunto integrado de modelos de

simulação atmosférica com base de dados meteorológicos e geográficos, que são aferidos por

medições anemométricas de alta qualidade, em uma grande variedade de regimes de ventos

(PNE 2030, 2007). Apesar de ser reconhecido como um dos melhores e mais avançados

métodos para mapeamento de recursos eólicos, o sistema MesoMap apresenta limitações, em

que se destacam erros na base de dados geográficos e metereológicos, efeitos de sub-

resolução e limitações do modelo referentes à formulação das equações. A figura 21 mostra

um exemplo do efeito de sub-escala, em que a forma detalhada da montanha não é mostrada

na resolução 1 km x 1 km, a célula da malha do modelo.

As figuras 22, 23 e 24 apresentam, respectivamente, o modelo de relevo, o mosaico

de imagens de satélite (mosaico SPOT), sobreposto ao relevo sombreado, e o modelo de

rugosidade, também sobreposto ao relevo sombreado. Estes mapas foram usados

60

sistematicamente para a obtenção dos resultados, em que se destacam os mapas que indicam,

para a altura de 50 m, as velocidades médias anuais e o fluxo de potência eólica anual,

mostrado na figura 25, e as velocidades médias trimestrais, apresentado pela figura 26, que

demonstra a sazonalidade do regime eólico.

Figura 21 – Efeito de sub-escala.


Figura 22 – Modelo de relevo.


61

Figura 23 – Mosaico SPOT.


Figura 24 – Modelo de rugosidade.


62

Figura 25 – Velocidades médias anuais (m/s) e fluxo de potência eólica anual (W/m²).


Figura 26 – Velocidades médias trimestrais (m/s).


63

Apesar da grande contribuição a época, o Atlas do Potencial Eólico Brasileiro

encontra-se obsoleto, pois os resultados apresentados são para a altura de 50 m, mas os

aerogeradores modernos apresentam torres cuja altura ultrapassa esse valor. Em decorrência

disto, diversos Estados da federação, como São Paulo, Bahia, Alagoas e Rio de Janeiro,

realizam novos mapeamentos de seus territórios que condigam com a situação atual de

aproveitamento da energia eólica. Como resultado desses novos estudos, o potencial brasileiro

deve ser consideravelmente aumentado. A título exemplificativo, o potencial eólico do Rio

Grande do Sul obteve um significativo aumento, passando de 15,8 GW, a 50 m de altura, para

115,2 GW, a 100 m de altura (EPE, 2009). O Estado do Ceará, como citado no Atlas do

Potencial Eólico Brasileiro, revela um potencial aproveitável de 12 TWh, a 50 m de altura, e

de 51,9 TWh, a 70 m, para velocidade média anual de vento superior a 7 m/s.

O Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito (CRESESB) e o

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (CEPEL) iniciarão, a partir de 2010, o projeto de

implementação do Atlas Dinâmico do Potencial Eólico Brasileiro. Este será desenvolvido

para quatro alturas acima do solo (80 m, 100 m, 150 m e 200 m) através do modelo

climatológico de masoescala ETA, que reflete o estado da arte em modelo atmosférico e é

utilizado pelo Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos (CPTEC) e pelo Instituto

Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE) para propósitos de pesquisa e operação. Objetiva-se

com o projeto o desenvolvimento de novas fontes de energia elétrica oriundas da energia dos

ventos, apresentando as regiões que dispõem dos melhores fatores de capacidade e

permitindo, portanto, a redução do custo da energia gerada.

Segundo informações oferecidas pelo CRESESB, o Atlas admitirá atualizações

mensais com dados de prognósticos calculados por intermédio do modelo climatológico

global. Com a mesma frequência, os resultados serão corrigidos por meio de comparações

com dados públicos obtidos em estações meteorológicas, nas mesmas datas. Os dados serão

apresentados como no atual Atlas, com cores indicativas para as velocidades médias dos

ventos e para os parâmetros estatísticos de Weibull, e serão disponibilizados para consulta da

sociedade em sítio da Internet destinado a este propósito. Prevê-se resultados preliminares

para o segundo semestre do ano de 2010.

64

3.2.3 Plano Nacional de Energia 2030

Resultado de trabalhos contratados pelo MME e elaborados pela Empresa de

Pesquisa Energética (EPE), o Plano Nacional de Energia 2030 (PNE 2030) objetiva o

planejamento de longo prazo do setor energético do país e a orientação de tendências e de

alternativas de expansão do segmento de energia. O documento é composto por um conjunto

de estudos, divididos em volumes e elaborados com a pretensão de oferecer meios para a

formulação de políticas energéticas baseadas nos recursos disponíveis. O volume cujo tema é

Outras Fontes Renováveis, focalizado nas fontes eólica, solar e das ondas e marés, é

distribuído em quatro notas técnicas.

A primeira nota técnica, denominada ―Avaliação do potencial de outras fontes como

recurso energético‖, analisa os principais aspectos relativos à produção de energia elétrica

baseada em fontes renováveis, como as energias eólica, solar e do mar, avaliando a

disponibilidade no Brasil e a viabilidade de implementação de empreendimentos voltados

para esses setores. A nota técnica ―Geração de energia elétrica a partir de outras fontes:

caracterização técnico-econômica‖ descreve aspectos técnicos e econômicos da geração de

energia baseada em fontes renováveis, como as características técnicas e operacionais de

centrais de geração, os custos envolvidos nas fases de implementação e a avaliação

econômica da produção. A nota técnica ―Geração de energia elétrica a partir de outras fontes:

potencial de geração‖ apresenta o potencial de geração elétrica a partir de fontes renováveis

de forma a reforçar as análises de viabilidade técnico-econômica de expansão da utilização

desses recursos como opção para o aumento da oferta interna de energia elétrica do país. A

última nota técnica, cujo título é ―Geração de energia elétrica a partir de outras fontes:

avaliação dos impactos socioambientais‖, lista os efeitos socioambientais decorrentes da

utilização dos recursos renováveis para geração de energia elétrica.

3.2.4 Segurança energética

O Brasil, em vantagem comparativa diante de muitos países, dispõe de diversificados

recursos energéticos, podendo, portanto, seguir por vários caminhos para o fortalecimento da

matriz energética, em uma perspectiva de longo prazo. Em diferentes patamares de

viabilidade, o aproveitamento de uma fonte não exclui o aproveitamento de outra,

aumentando a segurança de abastecimento de energia elétrica.

65

Para o aproveitamento do recurso hídrico, que representa 73,1% da oferta interna de

energia elétrica, e manutenção da alta participação, seria necessária a expansão para a região

Norte, detentora de um potencial significativo, mas onde, porém, a questão ambiental é

relevante. Por outro lado, o aproveitamento das fontes fósseis poderia ser feito mediante

grandes investimentos na recuperação de gás natural e carvão mineral. No entanto, neste

sentido, o país perderia a grande vantagem comparativa de possuir uma matriz energética

limpa. Ainda, há a possibilidade de ampliação do programa nuclear, mas exige desregrados

investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em infra-estrutura, para exploração e

processamento de urânio e construção das centrais.

As fontes renováveis também configuram-se como alternativa apreciável pela grande

disponibilidade no país e por parte delas, como a energia eólica, apresentarem tecnologias

cujo amadurecimento é comparável às propostas anteriores. A justificativa para o aumento da

participação das energias renováveis baseia-se na preocupação com a redução dos impactos

ambientais negativos, na promoção da ideia de desenvolvimento sustentável e na diminuição

dos riscos hidrológicos do suprimento de energia elétrica do Brasil.

O acontecimento de 10 de novembro de 2009, quando 18 Estados da Federação,

segundo dados da ONS, ficaram às escuras em decorrência de problemas ocorridos em três

linhas de transmissão que transportam a energia elétrica gerada por 18 unidades da Usina

Hidrelétrica de Itaipu, é exemplo da vulnerabilidade do sistema de transmissão de energia do

país. Diz-se que, nessa data, 28.800 MW de potência foram perdidos, compreendendo

disperdício de 40% da energia consumida em todo o país. Após este incidente, defende-se a

energia eólica como solução complementar para fortalecer o sistema de transmissão, pois

aproxima-se dos centros de consumo de energia elétrica as centrais geradoras.

3.2.5 Programa Luz para Todos

O país, nas últimas décadas, tornou-se incapaz de satisfazer as necessidades de parte

da população, em especial dos moradores de periferia das grandes cidades e das zonas rurais,

ao adotar um modelo de desenvolvimento econômico que priorizou a industrialização,

estimulou o processo de urbanização e orientou o sistema energético nacional para a produção

centralizada de grandes blocos de energia. Como consequência, inibiu o desenvolvimento de

sistemas de produção e uso local de energia elétrica por comunidades isoladas e zonas rurais,

66

impossibilitando a criação de novos empregos, a manutenção da receita da produção e da

comercialização da energia na própria região e o desenvovimento regional auto-sustentável.

Segundo dados do MME, no Brasil, somente 55% dos domicílios rurais e 27,5% das

propriedades rurais têm acesso à energia elétrica, compreendendo 20 milhões de habitantes e

4 milhões de propriedades agrícolas, em todo país, não supridas por esse tipo de energia. Na

região Centro-Oeste, 28,2% dos domicílios rurais são atendidos pelo serviço, não assistindo a

97,6% da população total rural, como mostrado na figura 27. Este cenário decadente pode ser

explicado pelo elevado custo do atendimento, inerente ao modelo tradicional de extensão de

redes elétricas, e os subsídios aos sistemas energéticos convencionais, que inibem o

aproveitamento das fontes locais de energia.

Figura 27 – Situação da eletrificação no Brasil e regiões.

(Fonte: PRODEEM).

Consciente da situação e por meio de Decreto Presidencial, o Governo Federal

instituiu, em 1994, a criação do Programa para o Desenvolvimento da Energia nos Estados e

Municípios (PRODEEM). Iniciativa do Departamento Nacional de Desenvolvimento

Energético (DNDE) do MME, o PRODEEM objetiva contribuir para o desenvolvimento

integrado de comunidades não atendidas pelos sitemas convencionais de suprimento de

energia, utilizando as fontes energéticas renováveis, descentralizadas, viáveis e

ambientalmente limpas. O Programa direciona-se pela implementação de sub-programas, em

que se busca desenvolvimento social e econômico, complementação da oferta de energia e

promoção do desenvolvimento das tecnologias não convencionais e dos recursos humanos,

necessários para instalação, operação e manutenção.

27,5%

11,1%

61,7%

47,0%

1,8%

28,2%

45,1%

51,8%

22,1%

13,5%

97,6%

Brasil

Nordeste

Sul

Sudeste

Norte

Centro-Oeste

Propriedades rurais eletrificadas População rural não eletrificada

67

O Programa Luz para Todos, criado em novembro de 2003 pelo Governo Federal,

engloba todas as atividades do PRODEEM e objetiva dar fim à exclusão elétrica no país. O

Programa é coordenado pelo MME, operacionalizado com a participação da ELETROBRÁS

e das empresas que compõem o Sistema ELETROBRÁS e executado pelas concessionárias de

energia elétrica e cooperativas de eletrificação rural. Delineia-se o investimento de R$ 12,7

bilhões, partilhado entre os governos estaduais, as empresas de energia elétrica e o próprio

Governo Federal, cujos recursos são provenientes de fundos setoriais de energia,

contemplando a extensão da rede de energia elétrica e a criação de sistemas de geração

descentralizada com redes isoladas e de geração individual.

Em fevereiro de 2009, o MME publicou o Manual de Projetos Especiais, em que se

delineiam os projetos de eletrificação rural destinados ao atendimento por meio de geração de

energia elétrica descentralizada, utilizando-se fontes renováveis compatíveis com a realidade

local e tecnologias amparadas pela legislação vigente, de forma sustentável, priorizando o

emprego de energias renováveis e mitigando o impacto ambiental. Considera-se como opções

tecnológicas para atendimento como sistema de geração descentralizada aerogeradores, mini e

micro centrais hidrelétricas, sistemas hidrocinéticos, usinas termelétricas a biocombustíveis

ou gás natural, usinas solar fotovoltáica e sistemas híbridos, resultantes da combinação das

fontes renováveis, como solar, eólica, biomassa, hídrica e diesel.

Segundo informe postado no sítio da organização Ecodesenvolvimento, o Governo

Federal, por meio do Programa Luz para Todos e com o objetivo de estimular a utilização de

fontes renováveis de energia elétrica, financiará até 85% dos custos das companhias de

energia na implantação de empreendimentos de geração em comunidades isoladas. Espera-se

que o financiamento oferecido pelo Governo reduza os riscos inerentes a esses cometimentos

e diminua a relutância das empresas em investir no segmento de energias renováveis, além de

testar a aplicabilidade das fontes alternativas sustentáveis e estimular investimentos em

grande escala.

Dados apresentados pelo informativo Luz Para Todos em junho de 2009 mostraram

que mais de 10 milhões de brasileiros do meio rural foram atendidos, sendo 716,1 mil

habitantes na região Centro-Oeste. Estima-se que, na implantação do Programa, foram

gerados cerca de 300 mil empregos diretos e indiretos e utilizados mais de 4,6 milhões de

postes, 708 mil transformadores e 883 mil quilometros de cabos elétricos nas instalações,

68

incitando, assim, crescimento do setor industrial nacional. A nova proposta do Programa

estabeleceu o atendimento de mais 5 milhões de pessoas até o final de 2010.

Em pesquisa inédita realizada para avaliar e quantificar a extensão do Programa Luz

para Todos, publicada em outubro de 2009, revelou-se mudança de hábitos decorrente do

Programa. Mais de 1,57 milhão de televisores e 1,46 milhão de geladeiras foram adquiridos

pelos beneficiários do programa, sendo que quase metade destes deixaram de utilizar fontes

de energia poluentes, como diesel, gasolina, querosene, gás e pilhas. Incorre-se, portanto,

maior demanda por energia elétrica e necessidade de complementaridade e fortalecimento da

matriz energética nacional.

3.2.6 Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

O Protocolo de Kyoto, acordado em 1997, permite que os países desenvolvidos

cumpram os compromissos quantificados de redução e limitação de redução da emissão de

gases de efeito estufa através da política dos mecanismos de flexibilização. Dentre estes,

destacam-se Implementação Conjunta, Comércio de Emissões e MDL. Este é o único

mecanismo que incorpora os países em desenvolvimento, como é o caso do Brasil, permitindo

a certificação de projeto de redução de emissões e posterior venda das RCEs, o que reduz o

custo global de redução de emissões e os cortes que deveriam ser feitos nas economias dos

países desenvolvidos.

Os projetos são apresentados pelos países interessados em receber os investimentos e

devem atender a requisitos específicos, nos termos do Protocolo de Kyoto. Requere-se que a

participação do país seja voluntária; o país hospedeiro do projeto aprove a iniciativa; os

objetivos de desenvolvimento sustentável do país hospedeiro sejam atingidos; haja redução

das emissões de gases de efeito estufa de forma adicional ao que ocorreria na ausência da

atividade de projeto; o aumento de emissões que ocorram fora dos limites da atividade de

projeto seja contabilizado; o posicionamento dos agentes que sofrerão os impactos das

atividades do projeto seja ponderado; não sejam causados impactos colaterais negativos ao

meio ambiente; os benefícios mensuráveis, reais e de longo prazo relacionados com a

mitigação da mudança do clima sejam proporcionados; e os projetos estejam relacionados ao

definido no Protocolo de Kyoto ou se refiram às atividades de projetos de reflorestamento e

florestamento.

69

As atividades de projetos do MDL devem passar pelas etapas do ciclo do projeto

para que resultem em RCE. São sete etapas, que consistem em elaboração de documento de

concepção de projeto (DCP), usando metodologia de linha de base e plano de monitoramento

aprovados; validação, em que se verifica se o projeto está em conformidade com a

regulamentação estabelecida no Protocolo de Kyoto; aprovação pela Entidade Operacional

Designada (EOD), que, no Brasil, é representada pela Comissão Interministerial de Mudança

Global do Clima (CIMGC) ou também denominada Autoridade Nacional Designada (AND),

incubida de verificar a contribuição do projeto para o desenvolvimento sustentável; submissão

ao Conselho Executivo para registro; monitoramento; verificação e certificação; e emissão de

unidades segundo o acordo de projeto. Uma atividade de projeto entra no sistema do MDL a

partir do momento em que seu DCP correspondente é submetido para a validação a uma

EOD. Ao completar o ciclo de validação, aprovação e registro, a atividade registrada torna-se

uma atividade de projeto na esfera do MDL.

Com o intuito de registrar o status atual das atividades de projeto no âmbito do MDL

no Brasil e no mundo, o Ministério da Ciência e Tecnologia (MCT) reúne em documento

dados, que serão explanados, fornecidos no sítio da Convenção Quadro das Nações Unidas

sobre a Mudança do Clima (CQNUMC). Segundo compilação do dia 17 de setembro de 2009,

um total de 5.414 projetos encontram-se em alguma fase do ciclo de projetos do MDL, sendo

que 1.824 já estão registrados pelo Conselho Executivo do MDL e 3.590 estão em outras

fases do ciclo. A China e a Índia encontram-se em primeiro e segundo lugares,

respectivamente, em números de atividades de projetos, com 2.010 e 1.438 projetos,

representando, juntas, 64% do número total. O Brasil ocupa o terceiro lugar, com 416

projetos, que correspondem a 8%.

Segundo documento da CQNUMC, o Brasil ocupa a terceira posição em relação ao

potencial de reduções de emissões associado às atividades de projeto no ciclo do MDL,

responsabilizando-se pela redução de 367.112.979 tCO2e, o que corresponde a 6% do total

mundial para o primeiro período de obtenção de créditos. A China e a Índia ocupam,

novamente, os primeiro e segundo lugares com, respectivamente, 2.956.805.556 tCO2e e

1.373.286.018 tCO2e, correspondendo a 48% e 22% do total mundial de emissões projetadas

para o primeiro período de obtenção de créditos.

Quando distribuidas por escopo setorial, as atividades de projeto do Brasil

apresentam uma predominância do setor energético, em que o maior número de projetos é

http://pt.wikipedia.org/wiki/Conven%C3%A7%C3%A3o

http://pt.wikipedia.org/wiki/Na%C3%A7%C3%B5es_Unidas

70

desenvolvido na área de energia renovável, totalizando 203 projetos, que correspondem a

49% do número total. Para este setor, a redução anual de emissão será de 17.738.677 tCO2e,

que equivale a 38% do total de redução anual de emissão e 35% do total de redução de

emissão no primeiro período de obtenção de crédito. A participação de demais setores

engloba suinocultura, troca de combustível fóssil, aterro sanitário, eficiência energética,

resíduos, processos industriais, redução de N2O, reflorestamento e emissões fugitivas.

A distribuição, por Estados da Federação, das atividades de projeto pode ser

observada na figura 28. Nota-se que apenas 6% dessas correspondem ao Estado de Goiás.

Figura 28 – Número de atividades de projeto do MDL no Brasil por Estado.

(Fonte: CQNUMC, 2009).

A capacidade total instalada das atividades de projeto no âmbito do MDL aprovadas

pela CIMGC na área energética foi de 3.557 MW, dos quais 447 MW foram instalados por

intermédio do PROINFA. Da capacidade total, 1.290 MW correspondem a hidrelétricas,

1.211 MW a cogeração com biomassa e 807 MW a PCHs. A energia eólica correspondeu a

apenas 150 MW, representando 4% da capacidade total (CQNUMC, 2009).

3.2.7 Mercado de Carbono

Com a ratificação do Protocolo de Kyoto, o Mercado de Carbono, o segundo

fascículo sobre mudanças climáticas, representa uma contribuição, que se dá pela atribuição

de um valor transacionável para as reduções de emissão, para o atendimento das estratégias

atuais, do ponto de vista dos negócios, sobre as causas e consequências da emissão de gases

poluentes. O MDL, um dos mecanismos de flexibilização estabelecidos na letra do Protocolo,

SP 23%

MG 16%

RS 9%SC 8%

PR 7%

MT 7%

MS 6%

GO 6%

Demais estados 18%

71

consiste em valorar cada tonelada de CO2 deixada de ser emitida ou retirada da atmosfera por

países em desenvolvimento, podendo ser comercializada no mercado mundial e criando

propensão ao desenvolvimento sustentável. Assim, os países desenvolvidos, listados no

ANEXO A do Protocolo, que não optarem por reduzir as emissões próprias podem negociar

RCEs no Mercado de Carbono e usá-los para executar suas obrigações compactuadas.

O Mercado de Carbono é o resultado mais visível dos recentes esforços para regular

e mitigar os efeitos consequentes das mudanças climáticas. Em 2008, apesar de ter sido um

ano em que a economia mundial sofreu uma desaceleração significativa, o mercado de

carbono, sob uma visão generalizada, continuou em sua tragetória de crescimento. Segundo

dados do Banco Mundial, apresentados na tabela 9, a regulação compelida das emissões de

gases de efeito estufa ocasionou um mercado emergente avaliado em US$ 126 bilhões em

2008, o dobro do valor do ano anterior, cujas transações de concessões e derivados no

Esquema de Comércio de Emissões Europeu (European Union Greenhouse Gas Emission

Trading System – EU ETS), para propósitos de conformidade, risco de gestão, arbitragem

cambial, arrecadação de fundos e tomada de lucro, equivalem a 37,5%.

Tabela 9 – Volumes e valores do Mercado de Carbono.

2007 2008

Volume Valor Volume Valor

106 tCO2e 106 US$ 106 tCO2e 106 US$

Transações de Projetos-base

Mercado Primário do MDL 552 7.433 389 6.519

Mercado Secundário do MDL 240 5.451 1.072 26.277

Implementação Conjunta (IC) 41 499 20 294

Mercado voluntário 43 263 54 397

Sub-Total 876 13.646 1.535 33.487

Concessões

Esquema de Comércio de Emissões Europeu

(EU ETS) 2.060 49.065 3.093 91.910

New South Wales 25 224 31 183

Chicago Climate Exchange 23 72 69 309

Iniciativa Regional de Gases do Efeito Estufa

da América do Norte (RGGI) na na 65 246

Mercado de Unidades Comercializáveis do

Protocolo de Quioto (AAUs) na na 18 211

Sub-Total 2.108 49.361 3.276 92.859

TOTAL 2.984 63.007 4.811 126.346

Fonte: Banco Mundial, 2008.

72

Em 2009, cujo início foi tomado por pessimismo econômico, o mercado econômico

exibe sinais de revigoramento e de crescimento. Um relatório divulgado em julho de 2009

pela consultoria Point Carbon mostra que o volume de negociação de créditos de carbono

cresceu 124% no primeiro semestre de 2009 com relação ao mesmo período de 2008. Este

crescimento equivale a 4,1 bilhões tCO2e comercializadas, somando US$ 65 bilhões, que

correspondem a um aumento de 22% em termos de valor. Apesar dos preços baixos, em

virtude da desaceleração econômica citada, os volumes estão altos pois muitos setores

industriais europeus decidiram negociar suas permissões de emissões extras após passarem

por dificuldades decorrentes da crise financeira.

Os volumes gerados no EU ETS, na Iniciativa Regional de Gases de Efeito Estufa da

América do Norte (Regional Greenhouse Gas Initiative – RGGI) e no Mercado de Unidades

Comercializáveis do Protocolo de Kyoto (Assigned Amount Units – AAUs) apresentam

crescimento robusto e os Mercado Primário do MDL e de Implementação Conjunta (IC)

sofrem retrações. O EU ETS, cuja geração atingiu cerca de 75% do volume (3,1 bilhões

tCO2e) e cujo comércio alcançou 84% do valor (€ 39 bilhões) totais do mercado de carbono

global no primeiro semestre de 2009, fixa-se como mercado dominante. O Brasil configura-

se, como já citado, como o terceiro país em geração de RCE, cujo mercado, apesar das

reduções em volume e valor analisadas, é o segundo maior do mundo, apresentando 568

milhões tCO2e negociadas e geração de € 5,4 bilhões.

Em cálculos do IPCC, para os países da Organização de Cooperação e

Desenvolvimento Econômico (Organisation for Economic Co-Operation and Development -

OECD) e do ANEXO A do Protocolo de Kyoto, o custo estimado para adaptação relativa à

redução da emissão dos gases de efeito estufa compreende a 0,2% a 2% do produto interno

bruto (PIB). Esses estudos mostram, ainda, que a utilização dos mecanismos de flexibilização

reduz os custos para 0,1% a 1% do PIB desses mesmos países. Vários estudos internacionais

coincidem em estabelecer US$ 10 a US$ 60 a faixa de remuneração estimada para a tonelada

de redução de emissões obtida através do MDL.

Estudos da Comissão Econômica para a América Latina e o Caribe (CEPAL)

indicam que, para o caso da América Latina, as faixas de remuneração variam conforme a

aplicação. A remuneração aplicada para redução da emissão da tonelada de CO2 em projetos

de MDL na região está compreendida na faixa de US$ 10 a US$ 60, para projetos associados

73

a sumidouros e resgate de carbono, US$ 10 a US$ 20, e para projetos na área de energia, US$

40 a US$ 60.

Estima-se que, para o primeiro período de cumprimento do Protocolo de Kyoto, de

2008 a 2012, um volume entre 400 e 900 milhões de toneladas de carbono equivalente será

reduzido por meio de mecanismos de flexibilização, sendo que de 8% a 12% será

operacionalizado na América Latina, segundo estudos da CEPAL. Desta projeção, infere-se

que cerca de 100 milhões de toneladas de carbono equivalente serão objeto de projetos de

MDL na região para o período proposto. Na figura 29, apresenta-se a estimativa do mercado

de MDL e o posicionamento da América Latina.

Figura 29 – Estimativa do mercado de MDL (posicionamento da América Latina) .

(Fonte: CEBDS, 2008).

3.2.8 Redução da emissão de gases de efeito estufa

Para os países em desenvolvimento, como é o caso do Brasil, não foram

estabelecidas metas, no Protocolo de Kyoto, que devessem ser cumpridas. Segundo o

documento, esses países são os que menos contribuem para as mudanças climáticas e que

menos têm responsabilidade histórica como causadores, mas são os que mais são prejudicados

pelos impactos resultantes. No entanto, o cenário atual não admite que os países em

desenvolvimento permeiem o caminho das nações industrializadas que transpuseram seu

avanço através da utilização desenfreada de combustíveis fósseis. Em decorrência disto,

muitos países aderiram ao Protocolo como signatários, devendo relatar à Organização das

Nações Unidas (ONU) os níveis de emissão e apresentar soluções que os atenuem, metas para

China 50%

América Latina 12%

Ex-URSS 12%

Europa Oriental 6%

Índia 12%

Demais países 8%

74

redução do desmatamento e incentivos para adoção de energias limpas, sustentáveis e

renováveis.

Em 1979, o Brasil atingiu a máxima participação do petróleo e seus derivados na

oferta interna de energia, alcançando, então, 50,4%. A redução desta participação, de 45,6%

para 36,7%, no período de 1973 a 2009, demonstra que o país, seguindo a tendência mundial,

desenvolveu esforços significativos para substituição dessas fontes energéticas, em especial,

pelo aumento da geração hidráulica e pelo uso dos derivados da cana-de-açúcar. No país, são

emitidas 1,48 tCO2 por tonelada equivalente de petróleo (tep), apresentando um valor

relativamente inferior se comparado às emissões apresentadas mundialmente, de 2,38

tCO2/tep, e pela OECD, de 2,32 tCO2/tep.

A tabela 10 mostra a estrutura da oferta interna de energia do Brasil, com expressiva

participação das energias hidráulica e de biomassa, proporcionando indicadores de emissões

de CO2 menores do que a média dos países desenvolvidos e a mundial. Nota-se que a fonte

eólica apresentou uma retração, no comparativo entre os anos de 2007 e 2008, de 0,4%, sendo

responsável por 0,56 TWh de energia, e que o notável crescimento da utilização de gás natural

rendeu um aumento de 37,9%, com relação a 2007, da aplicação de recursos não renováveis,

enquanto a de recursos renováveis teve uma redução de 1,5%.

Tabela 10 – Oferta interna de energia elétrica (TWh).

Fontes 2008 2007 Δ %

Energia Não Renovável 66,2 48,0 37,9%

Gás Natural 29,9 15,5 92,8%

Derivados de Petróleo 15,1 13,4 13,4%

Nuclear 13,9 12,3 12,8%

Carvão e Derivados¹ 7,2 6,8 6,3%

Energia Renovável 431,2 437,9 -1,5%

Hidráulica 363,8 374,0 -2,7%

Importação 42,9 40,9 5,0%

Biomassa² 24,0 22,5 6,7%

Eólica 0,56 0,56 -0,4%

TOTAL 497,4 485,9 2,4%

¹ Inclui gás de coqueria

² Inclui lenha, bagaço de cana, lixivia e outras recuperações

Fonte: BEN, 2009.

75

3.2.9 O Mandato de Bali

Sabe-se que o Protocolo de Kyoto expirará em 2012. Em 2007, em Bali, na

Indonésia, foi acordado, durante a negociação da Convenção das Alterações Climáticas das

Nações Unidas, o Mandato de Bali, que estabelece a ambição, o conteúdo, o processo e o

cronograma para negociação do próximo estágio de ação internacional contra mudanças

climáticas, a ser concluído em 2009 (CORDEIRO, 2007). O documento é indispensável para

garantir, após 2012, a continuidade e ampliação das metas do Protocolo e o fortalecimento das

medidas, dos programas e das iniciativas políticas e econômicas. O Segundo Período do

Protocolo deve perseverar com a utilização dos mecanismos existentes, mantendo as

exigências de reduções internas das emissões de gases de efeito estufa nos países

desenvolvidos.

O Mandato de Bali representa um passo crítico para negociações de acordos

fundamentais sobre o limite de emissões estabelecido para 2015 e corte de 50%, em

comparação com os níveis apresentados em 1990, das emissões para 2050. Além disso,

estabeleceu-se a redução de emissões dos países desenvolvidos de 30% até 2020 e de 60% a

80% até 2050, e a consolidação de um conjunto de áreas associadas, como a transferência de

tecnologia, a capacitação institucional, o apoio à adaptação relativa às alterações climáticas

por parte dos países em desenvolvimento, o financiamento e as questões de florestamento e

desflorestamento.

Discutiu-se, então, a responsabilidade histórica e da equidade dos países

desenvolvidos e o envolvimento dos países em desenvolvimento. Estes países devem adotar

políticas de desenvolvimento sustentável que levem à redução das emissões de gases de efeito

estufa, adicionais aos esforços dos países desenvolvidos, para o próximo período de

compromisso, considerando o princípio de responsabilidades comuns, mas diferenciadas. As

diferenças são avaliadas a partir dos dados de contribuição, recentes e potenciais futuros, com

as mudanças climáticas. Garante-se, portanto, uma distribuição mais justa de custos e

compromissos para lidar com a mitigação das emissões e apoio à implementação de medidas

de adaptação aos impactos das mudanças climáticas. Para isso, a criação de novos

mecanismos de mercado poderiam incentivar a participação desses países no sistema de

comércio de emissões de Kyoto, através de compromissos de limitação e redução de emissões

por setor, como o setor de geração de energia elétrica, por exemplo.

76

O Mandato de Bali propôs a criação de um novo Mecanismo de Desenvolvimento de

Tecnologias Limpas, objetivando a migração dos países em desenvolvimento para tecnologias

renováveis, eficientes e limpas, como o aproveitamento da energia eólica, que devem ser

disponibilizadas pelos países desenvolvidos de forma continuada. Novas e efetivas formas de

cooperação entre países ricos e em desenvolvimento que combinem financiamentos e

transferência de tecnologias limpas com metas e políticas públicas foram apontadas como o

mecanismo inprescindível para o cumprimento das próximas medidas a serem estabelecidas.

3.2.10 Atendimento da demanda crescente por energia elétrica

O aumento da demanda por energia elétrica ocorrido no passado em países

desenvolvidos foi suprido, quase que em sua totalidade, por recursos não renováveis. Sabe-se

que o forte crescimento da demanda terá origem principalmente em países em

desenvolvimento, impulsionados pela economia crescente e pelos aumentos populacionais,

que podem resultar em simultâneo declínio da qualidade do ar urbano e intensa degração do

solo e das águas. Para o suprimento de energia elétrica e manutenção da vantagem

comparativa do Brasil de ter uma matriz energética limpa, deve se analisar a disponibilidade

dos recursos energéticos e tomar iniciativas que permitam o desenvolvimento das tecnologias

renováveis.

O Estado Brasileiro, como agente normativo e regulador da atividade econômica,

exerce, na forma da lei, as funções de planejamento, que, na área de geração de energia, é

incumbido ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a formulação de políticas e

diretrizes de energia para o equilibrado desenvolvimento nacional. O Plano Decenal de

Expansão de Energia (PDE), para o período de 2008 a 2017, é disponibilizado pelo MME,

responsável pela concepção, articulação e coordenação do planejamento energético nacional,

contendo uma visão integrada da expansão da demanda e da oferta de diversas fontes

energéticas para visões de curto, médio e longo prazos. O Plano contém importantes indícios

com o escopo de orientar as ações e decisões referentes ao equacionamento do equilíbrio entre

as projeções de crescimento econômico do país, em especial da necessidade de expansão da

oferta, em bases técnica, econômica e ambientalmente sustentável.

Em resumo, as principais premissas e os resultados das análises descritas no decorrer

do PDE 2008/2017 são apresentados, podendo ser considerados como Indicadores da

77

Expansão do Sistema Energético. A tabela 11 apresenta o consumo de energia elétrica na

rede, por subsistema do SIN, dado em GWh, e a variação constatada por período.

Tabela 11 – Consumo de energia elétrica na rede, por subsistema (GWh).

Ano Sistemas

Isolados

Subsistemas Interligados SIN Brasil

Norte¹ Nordeste Sudeste/CO² Sul

2008 8.268 26.562 54.252 236.614 67.251 384.678 392.946

2012 474 40.285 65.856 288.141 79.799 474.080 474.554

2017 1.512 55.590 85.510 357.653 99.038 597.791 599.303

Período Variação (% ao ano)

2008-2012 -51,1 11,0 5,0 5,0 4,4 5,4 4,8

2012-2017 26,1 6,7 5,4 4,4 4,4 4,7 4,8

2008-2017 -17,2 8,6 5,2 4,7 4,4 5,0 4,8

¹ Inclui a interligação dos sistemas isolados Manaus/Macapá/margem esquerda do Amazonas, em 2012.

² Inclui a Interligação dos sistemas isolados Acre/Rondônia, em 2009

Fonte: PDE 2008/2017.

A tabela 12 mostra a carga de energia, dada em MWmédio, por subsistema

interligado e pelo Sistema Interligado Nacional (SIN) e a variação, dada em % a.a., constatada

por período avaliado.

Tabela 12 – Carga de Energia (MWmédio).

Ano Subsistemas Interligados

SIN Norte Nordeste Sudeste/CO Sul

2008 3.662 7.557 32.302 8.668 52.189

2012 5.699 9.103 39.159 10.301 64.262

2017 7.636 11.667 48.043 12.765 80.111


2008-2012 11,7 4,8 4,9 4,4 5,3

2012-2017 6,0 5,1 4,2 4,4 4,5

2008-2017 8,5 4,9 4,5 4,4 4,9

Nota: Inclui a interligação dos sistemas isolados Acre/ Rondônia e Manaus/Macapá/margem esquerda do Amazonas.

Fonte: PDE 2008/2017.

A carga de demanda, dada em MWh/h, é apresentada pela tabela 13 e dada para cada

subsistema e sistema do SIN. O subsistema Sudeste/Centro-Oeste, em que está envolvido o

Estado de Goiás, apresentará uma taxa de crescimento de 4,6% a.a., para o período de 2008 a

2017.

78

Tabela 13 – Carga de demanda (MWh/h).

Ano Subsistema Sistema

N NE SE/CO S N/Ne S/SE/CO SIN

2008 4.186 9.485 40.541 11.424 13.504 51.451 64.340

2012 6.537 11.443 49.264 13.628 17.786 62.323 79.043

2017 8.774 14.689 60.564 16.953 23.210 76.815 98.655


2008-2012 11,8 4,8 5,0 4,5 7,1 4,9 5,3

2012-2017 6,1 5,1 4,2 4,5 5,5 4,3 4,5

2008-2017 8,6 5,0 4,6 4,5 6,2 4,6 4,9

Nota: Inclui a interligação dos sistemas isolados Acre/ Rondônia e Manaus/Macapá/margem esquerda do Amazonas.

Fonte: PDE 2008/2017.

Dados da economia e consumo final energético de 2008 e estimados para os anos de

2012 e 2017 são mostrados na tabela 14. Nota-se que a estimativa para a taxa de crescimento

apresentada pelo setor de energia, no que se refere ao consumo final energético, é de 4,6%

a.a., para o período de 2008 a 2017, acompanhando a tendência de crescimento da economia,

caracterizado pelo aumento do PIB, a uma taxa de 4,9% a.a., e de aumento populacional, de

1,1% a.a., ambas taxas para o mesmo período.

Tabela 14 – Economia e consumo final energético.

Discriminação 2008 2012 2017 Variação (% ao ano)

2008/2012 2012/2017 2008/2017

PIB (109 R$ [2006]) 2.571 3.095 3.951 4,70 5,00 4,90

População Residente (10³ habitantes) 184.726 193.953 204.540 1,20 1,10 1,10

PIB per capita (R$ [2006]/hab/ano) 13.919 15.960 19.315 3,50 3,90 3,70

Consumo Final Energético (10³ tep) 207.221 251.393 310.541 4,90 4,30 4,60

Consumo Final de energia per capita (tep/hab/ano) 1,122 1,296 1,518 3,70 3,20 3,40

Intensidade Energética da Economia (tep/10³ R$) 0,081 0,081 0,079 - - -

Elasticidade-renda do consumo de energia - - - 1,04 0,86 0,94

Fonte: PDE 2008/2017.

A figura 30 apresenta o consumo final energético por fonte de energia, dividido entre

derivados do petróleo, que ainda corresponde ao maior consumo, gás natural, eletricidade,

fontes renováveis e outros energéticos. Destaca-se o aumento de 7,9% do consumo de energia

elétrica e de fontes renováveis, entre 2008 e 2017.

79

Figura 30 – Estrutura do consumo final energético por fonte (%), para 2008 e 2017.

(Fonte: PDE 2008/2017).

Na tabela 15, a capacidade instalada é distribuida por fonte energética. As fontes

alternativas, que representam energia de biomassa e eólica e apresentaram, em 2008, 1.256

MW de capacidade instalada, compreenderão 6.233 MW, em 2017, segundo esta estimativa,

indicando aumento de quase 400% em apenas 9 anos.

Tabela 15 – Evolução da capacidade instalada por tipo de fonte (MW).

Fontes 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Hidro² 84.374 86.504 89.592 91.480 92.495 95.370 98.231 103.628 110.970 117.506

Nuclear 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 2.007 3.357 3.357 3.357 3.357

Óleo³ 1.984 3.807 5.713 7.153 7.397 10.463 10.463 10.463 10.463 10.463

Gás Natural 8.237 8.237 8.453 8.948 10.527 12.204 12.204 12.204 12.204 12.204

Carvão 1.415 1.415 1.765 2.465 2.815 3.175 3.175 3.175 3.175 3.175

Fonte Alternativa4 1.256 2.682 5.420 5.479 5.479 5.593 5.593 5.913 6.233 6.233

Gás de Processo e Vapor 469 959 959 959 959 959 959 959 959 959

UTE Indicativa - - - - - - - 900 900 900

Total 99.742 105.611 113.909 118.491 121.679 129.771 133.982 140.599 148.261 154.797

¹ Potência instalada em dezembro de cada ano.

² Inclui PCH.

³ Óleo combustível e óleo diesel.

4 Biomassa e eólica.

Fonte: PDE 2008/2017.

3.2.11 Panorama nacional

3.2.11.1 América Latina

Conforme dados apresentados pelo World Wind Energy Report 2008, muitos

mercados latino-americanos de energia eólica mostraram-se estagnados, podendo representar

Derivados do petróleo

40,5%

Gás Natural6,0%

Eletricidade19,1%

Fontes Renováveis

22,8%

Outros Energéticos

11,6%

2008

Derivados do petróleo

36,5%

Gás Natural6,2%

Eletricidade20,6%

Fontes Renováveis

24,6%

Outros Energéticos

12,1%

2017

80

propensões econômica e social desastrosas, como racionamento de energia e atraso

tecnológico relativo. A capacidade instalada total de 667 MW, em 2008, compreende a apenas

0,6% da capacidade mundial, como mostrado na figura 31. No período, apenas Brasil e

Uruguai instalaram parques eólicos de grande porte. No entanto, muitos países como

Argentina, Brasil, Chile, Costa Rica e México dispõem de projetos em construção previstos

para 2009.

Figura 31 – Capacidade total instalada por continente.


3.2.11.2 Matriz energética brasileira

Desde 2006, a EPE elabora e publica o Balanço Energético Nacional (BEN),

conforme estabelecido na lei que criou a instituição. O BEN apresenta a contabilidade relativa

à oferta e ao consumo de todas as formas de energia no Brasil, contemplando as atividades de

extração de recursos energéticos primários, sua conversão em formas secundárias, a

importação e a exportação, a distribuição e o uso final da energia (EPE, 2009). O BEN

configura-se como fonte de estudos do planejamento energético nacional e como ferramenta

de interesse para os setores produtivos do país por apresentar estatísticas confiáveis e

tendenciosas de oferta e do consumo de energia. Nota-se que os dados apresentados pelo

Balanço são parciais ou preliminares, em especial os referentes ao último trimestre do ano, em

que as estatísticas foram afetadas pelos efeitos da redução da atividade econômica em escala

mundial.

Europa 54,6%América do Norte

22,7%

Ásia 20,2%

Austrália 1,5% África 0,5% América Latina 0,6%

81

Segundo resultados preliminares do BEN 2009, ano base 2008, a oferta interna de

energia (OIE), descrita como sendo a quantidade de energia que se disponibiliza para ser

transformada ou para consumo final, incluindo perdas posteriores na distribuição (EPE,

2009), no Brasil apresenta crescimento de 5,6%, que representa 252,2 milhões de toneladas

equivalentes de petróleo (tep = 10.000 Mcal). Esse crescimento apresenta a mesma ordem de

grandeza da variação do PIB, conforme dados divulgados pelo Instituto Brasileiro de

Geografia e Estatística (IBGE). O consumo de eletricidade, incluindo os montantes atendidos

pela autoprodução, cresceu 4,0%. A síntese dos resultados é apresentada na tabela 16.

Tabela 16 – Síntese dos resultados.

Principais Parâmetros Unidade 2008 2007 Δ %

Produção de Petróleo¹ 10³ bbl/dia 1.898,6 1.832,7 3,6%

Produção de Gás Natural 106 m³/dia 59,2 49,7 19,1%

Geração de Energia Elétrica TWh 454,5 444,6 2,2%

Consumo de combustíveis líquidos 106 l/dia 289,5 267,9 8,1%

Consumo de Energia Elétrica TWh 428,7 412,1 4,0%

Oferta Interna de Energia 106 tep 252,2 238,8 5,6%

Oferta Interna de Energia Elétrica² TWh 496,4 483,4 2,7%

População³ 106 hab 191,9 189,3 1,4%

PIB4 106 US$ 1.572,6 1.496,3 5,1%

Principais Indicadores Unidade 2008 2007 Δ %

PIB per capita US$/hab 8.196 7.903 3,7%

OIE per capita tep/hab 1,314 1,261 4,2%

OIE por PIB [2008] tep/10³ US$ 0,1604 0,1596 0,5%

OIEE per capita kWh/hab 2.587 2.553 1,3%

OIEE por PIB [2008] kWh/10³ US$ 316 323 -2,2%

1 bbl = barril; inclui líquidos de gás natural

2 Inclui autoprodução

3 Estimativa do IBGE para a população residente em 1° de julho de cada ano

4 PIB divulgado pelo IBGE convertido para US$ pela taxa de câmbio média de 2008

(Banco Central: US$ 1,00 = R$ 1,8375)

Fonte: BEN 2009.

A intensidade energética do país, expressa pela relação OIE/PIB, manteve-se estável,

em 0,1604 tep/10³ US$, e a intensidade elétrica, expressa pela relação OIEE/PIB, caiu para

316 kWh/10³ US$. A oferta per capita de energia cresceu 4,2% e o consumo per capita de

eletricidade 1,3%, apresentando valores de 1,314 tep/hab e 2.587 kWh/hab, respectivamente.

O crescimento do consumo final de energia, em termos agregados, foi de 5,2%. Como pode

ser observado, a geração de energia elétrica teve um aumento de 2,2% em 2008 em relação a

2007, passando de 444,6 TWh para 454,5 TWh.

82

Em decorrência das condições hidrológicas observadas no início de 2008, que

determinaram esquemas operativos orientados a manter níveis estratégicos de armazenamento

nos reservatórios do país, a participação da energia hidráulica na matriz energética foi

reduzida em mais de um ponto percentual, caindo para 13,8%. A geração termoelétrica, por

outro lado, aumentou 37,9%, resultando em redução de perdas na rede em decorrência da

maior proximidade das usinas térmicas dos grandes centros de consumo. O consumo de

energia elétrica cresceu 4,0%, valor superior ao crescimento da oferta interna de energia

elétrica (OIEE), de 2,7%. Isto se dá pelo aumento da geração termoelétrica e pela decorrente

redução das perdas na rede, como já citado. A figura 32 mostra a participação de fontes

renováveis na OIE.

Figura 32 – Participação de fontes renováveis na Oferta Interna de Energia.

(Fonte: BEN 2009).

Segundo dados do BEN 2009, a matriz energética brasileira distribui-se conforme

desmonstrado na figura 33, em que pode ser observada a participação inexpressiva da energia

eólica, representando apenas 0,1%.

58,4%

45,6%

49,1%

41,0%

45,3%

41,6%

54,4%

50,9%

59,0%

54,7%

1970

1980

1990

2000

2008

Renováveis Não Renováveis

83

Figura 33 – Participação das fontes energéticas na Oferta Interna de Energia Elétrica.

(Fonte: BEN 2009).

As emissões de dióxido de carbono, gás de efeito estufa, são mostradas na tabela 17,

onde se faz uma comparação com Estados Unidos, Japão, América Latina e Mundo,

inferindo-se a baixa contribuição relativa do Brasil. A figura 34 apresenta as emissões de CO2

por tep observadas no Brasil de 1985 a 2006.

Tabela 17 – Emissões de CO2.

Indicador Brasil Estados Unidos Japão América Latina Mundo

t CO2/hab 1,78 19 9,49 2,14 4,28

t CO2/tep OIE 1,48 2,45 2,3 1,83 2,39

t CO2/10³ US$ de PIB¹ 0,43 0,51 0,24 0,54 0,74

t CO2/km² de superfície 39 622 3.236 46 136

Nota: ¹ US$ em valores correntes em 2000.

Fonte: BEN 2009.

Gás Natural

6,0%

Derivados de Petróleo 3,0%

Nuclear 2,8%

Carvão e Derivados 1,6%

Hidráulica 73,1%

Importação 8,6%

Biomassa* 4,8% Eólica 0,1%

84

Figura 34 – Emissões de CO2.

(Fonte: BEN 2009).

3.2.11.3 Banco de Informações de Geração

Para fins de divulgação de dados referentes ao parque gerador brasileiro, a Agência

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) desenvolveu o Banco de Informações de Geração

(BIG). Com esta iniciativa, a Agência busca universalizar e uniformizar as informações,

garantindo conhecimento por partes dos agentes de mercado, investidores estrangeiros e

nacionais, autoridades governamentais e a sociedade em geral sobre a geração de energia

elétrica no país.

Com base no BIG, consultado em 14 de outubro de 2009, o Brasil possui no total

2.121 empreendimentos em operação, gerando 105.585.970 kW de potência. Com a

finalidade de atendimento da demanda crescente por energia elétrica, prevê-se para os

próximos anos a ampliação da capacidade instalada do país, com a adição de 38.034.364 kW,

proveniente de 174 empreendimentos que estão atualmente em fase de construção e de 436

outorgados. A tabela 18 mostra os empreendimentos em operação, em construção e

outorgados entre 1998 e 2009, dividos por tipo de cometimento. Nota-se que, para os

empreendimentos em operação, são apresentados valores de potência outorgada e fiscalizada.

A potência outorgada refere-se à considerada no ato da outorga, enquanto que a fiscalizada é

1,36

1,421,41

1,431,42

1,44

1,481,481,50

1,49

1,54

1,58

1,611,60

1,621,64

1,68

1,64

1,581,581,57

1,48

1,30

1,35

1,40

1,45

1,50

1,55

1,60

1,65

1,70

1985 1990 1995 2000 2005

tCO

2 /

te

pChart Title

85

considerada a partir da operação comercial da primeira unidade geradora. O valor percentual é

referente à potência fiscalizada.


Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) Potência Fiscalizada (kW) %

kW kW

CGH 300 170.224 168.623 0,16%

EOL 36 605.280 602.284 0,57%

PCH 352 2.941.464 2.881.712 2,73%

SOL 1 20 20 0%

UHE 162 75.150.827 75.160.709 71,18%

UTE 1.268 27.088.770 24.765.622 23,46%

UTN 2 2.007.000 2.007.000 1,90%

TOTAL 2.121 107.963.585 105.585.970 100%

Empreendimentos em Construção

Tipo Quantidade Potência Outorgada %

kW

CGH 1 848 0,00%

EOL 10 256.450 1,37%

PCH 72 1.027.968 5,48%

UHE 21 10.633.400 56,66%

UTE 70 6.848.413 36,49%

TOTAL 174 18.767.079 100%

Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2009 (não iniciaram sua construção)

Tipo Quantidade Potência Outorgada %

kW

CGH 70 46.660 0,24%

CGU 1 50 0%

EOL 45 2.139.793 11,11%

PCH 153 2.137.548 11,09%

SOL 1 5.000 0%

UHE 11 2.190.000 11,37%

UTE 155 12.748.234 66,17%

TOTAL 436 19.267.285 100%

Legenda

CGH Central Geradora Hidrelétrica

CGU Central Geradora Undi-Elétrica

EOL Central Geradora Eolielétrica

PCH Pequena Central Hidrelétrica

SOL Central Geradores Solar Fotovoltaica

UHE Usina Hidrelétrica de Energia

UTE Usina Termelétrica de Energia

UTN Usina Termonuclear

Fonte: BIG, 14/10/2009.

86

A matriz energética brasileira é apresentada como mostrado na tabela 19. Como pode

ser observado, apenas 0,53% da potência fiscalizada total, representando 602.284 kW de

capacidade instalada, é fornecida por empreendimentos eólicos. Este valor é pouco expressivo

mediante o potencial eólico do país, que compreende 143,5 mil MW, segundo o CEPEL,

volume superior à potência instalada total no país, de pouco menos de 114 mil MW.

Tabela 19 – Matriz de energia elétrica brasileira.

Tipo Capacidade Instalada

% Total

% Número de Usinas Potência Número de Usinas Potência

kW

kW

Hidro 814 78.213.049 68,76% 814 78.213.049 68,76%

Gás Natural 91 10.605.802 9,32%

122 11.850.285 10,42% Processo 31 1.244.483 1,09%

Petróleo Óleo Diesel 777 3.894.983 3,42%

798 5.606.177 4,93% Óleo Residual 21 1.711.194 1,50%

Biomassa

Bagaço de Cana 276 4.337.070 3,81%

337 5.851.135 5,14%

Licor Negro 14 1.145.798 1,01%

Madeira 33 295.017 0,26%

Biogás 7 41.842 0,04%

Casca de Arroz 7 31.408 0,03%

Nuclear 2 2.007.000 1,76% 2 2.007.000 1,76%

Carvão Mineral 8 1.455.104 1,28% 8 1.455.104 1,28%

Eólica 36 602.284 0,53% 36 602.284 0,53%

Importação

Paraguai - 5.650.000 4,97%

- 8.170.000 7,18% Argentina - 2.250.000 1,98%

Venezuela - 200.000 0,18%

Uruguai - 70.000 0,06%

TOTAL 2.117 113.755.034 100% 2.117 113.755.034 100%

Fonte: BIG, 14/10/2009.

3.2.11.4 Potencial eólico brasileiro

O Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, concebido em 2001 e por meio da integração

das áreas de mapas digitais, utilizando dados georreferenciados, cálculos de desempenho e

geração de energia a partir de curvas de potência de turbinas eólicas existentes, então, no

mercado, apresenta como potencial técnico disponível o valor de 143,5 GW ou 272,2

TWh/ano, como mostrado na figura 35. Outras apreciações feitas para a composição do Atlas

decorrem de densidade média de ocupação do terreno de 2 MW/km², intervalos com

incrementos de 0,5 m/s para as velocidades médias, disponibilidade de 0,98 e desconsideração

das áreas alagadas. Estimativas variadas relatam potenciais compreendidos entre 20 GW e

87

145 GW. No entanto, aceita-se o valor de 60 GW, segundo a Agência Internacional de

Energia Atômica (AIEA), sendo que o MME considera o potencial de apenas 30 GW.

Figura 35 – Potencial eólico estimado para vento médio anual igual ou superior a 7 m/s.


3.2.11.5 Capacidade instalada

Segundo dados do BIG, recolhidos em 23 de outubro de 2009, a capacidade instalada

de geração de energia elétrica proveniente da energia eólica está dividida entre 36

empreendimentos, como disposto na tabela 20, resultando em 602.284 kW de potência

instalada até a data de pesquisa.

88

Tabela 20 – Usinas eólicas em operação.

Nº Usina Potência

Outorgada (kW)

Potência

Fiscalizada (kW)

Destino da

Energia Município

1 Eólica de Prainha 10.000 10.000 PIE2 Aquiraz - CE

2 Eólica de Taíba 5.000 5.000 PIE São Gonçalo do

Amarante - CE

3 Eólica-Elétrica Experimental do

Morro do Camelinho 1.000 1.000 REG Gouveia - MG

4 Eólio-Elétrica de Palmas 2.500 2.500 PIE Palmas - PR

5 Eólica de Fernando de Noronha 225 225 REG Fernando de

Noronha - PE

6 Parque Eólico de Beberibe 25.600 25.600 PIE Beberibe - CE

7 Mucuripe 2.400 2.400 REG Fortaleza - CE

8 RN 15 - Rio do Fogo 49.300 49.300 PIE Rio do Fogo - RN

9 Eólica de Bom Jardim 600 600 REG Bom Jardim da

Serra - SC

10 Foz do Rio Choró 25.200 25.200 PIE Beberibe - CE

11 Praia Formosa 104.400 104.400 PIE Camocim - CE

12 Eólica Olinda 225 225 REG Olinda - PE

13 Eólica Canoa Quebrada 10.500 10.500 PIE Aracati - CE

14 Lagoa do Mato 3.230 3.230 PIE Aracati - CE

15 Parque Eólico do Horizonte 4.800 4.800 REG Água Doce - SC

16 Eólica Icaraizinho 54.600 54.600 PIE Amontada - CE

17 Eólica Paracuru 23.400 23.400 PIE Paracuru - CE

18 Eólica Praias de Parajuru 28.800 28.804 PIE Beberibe - CE

19 Pedra do Sal 18.000 18.000 PIE Parnaíba - PI

20 Macau 1.800 1.800 REG Macau - RN

21 Eólica Água Doce 9.000 9.000 PIE Água Doce - SC

22 Parque Eólico de Osório 50.000 50.000 PIE Osório - RS

23 Parque Eólico Sangradouro 50.000 50.000 PIE Osório - RS

24 Taíba Albatroz 16.500 16.500 PIE São Gonçalo do

Amarante - CE

25 Parque Eólico dos Índios 50.000 50.000 PIE Osório - RS

26 Millennium 10.200 10.200 PIE Mataraca - PB

27 Presidente 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

28 Camurim 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

29 Albatroz 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

30 Coelhos I 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

31 Coelhos III 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

32 Atlântica 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

33 Caravela 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

34 Coelhos II 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

2 Produtor Independente de Energia Elétrica: pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio que recebem

concessão ou autorização do poder concedente para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou

parte da energia elétrica produzida, por sua conta e risco, conforme disposto no Artigo 11 da Lei nº 9.074, de 07

de julho de 1995, e Decreto nº 2.003, de 11 de setembro de 1996 (ELETROBRÁS).

89

Nº Usina Potência

Outorgada (kW)

Potência

Fiscalizada (kW)

Destino da

Energia Município

35 Coelhos IV 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

36 Mataraca 4.800 4.500 PIE Mataraca - PB

Potência Total 602.284

Legenda

PIE Produtor Independente de Energia

REG Registro

Fonte: BIG, 23/10/2009.

As tabelas 21 e 22 dispõem, respectivamente, os empreendimentos eólicos em

construção e em outorga no Brasil. Segundo estas, quando implementados todos os projetos

eólicos pretendidos, à matriz energética brasileira serão adicionados 2.395.243 kW, o que

corresponderá, comparado aos dados atuais de geração de energia elétrica do país e

considerando os empreendimentos em operação, construção e outorga, a 1,7% da capacidade

total instalada. Nota-se que este valor representa um crescimento de 83% da participação da

energia eólica na OIEE.

Tabela 21 – Usinas eólicas em construção.

Nº Usina Potência

Outorgada (kW)

Destino da

Energia Município

1 Praia do Morgado 28.800 PIE Acaraú - CE

2 Volta do Rio 42.000 PIE Acaraú - CE

3 Gargaú 28.050 PIE São Francisco de Itabapoana - RJ

4 Parque Eólico Enacel 31.500 PIE Aracati - CE

5 Canoa Quebrada 57.000 PIE Aracati - CE

6 Bons Ventos 50.000 PIE Aracati - CE

7 Xavante 4.250 PIE Pombos - PE

8 Mandacaru 4.950 PIE Gravatá - PE

9 Santa Maria 4.950 PIE Gravatá - PE

10 Gravatá Fruitrade 4.950 PIE Gravatá - PE

Potência Total 256.450

Fonte: BIG, 23/10/2009.

Tabela 22 – Usinas eólicas em outorga.

Nº Usina Potência

Outorgada (kW)

Destino da

Energia Município

1 Quintanilha Machado I 135.000 PIE Arraial do Cabo - RJ

2 BA 3 - Caetité 192.100 PIE Caetité - BA

3 Maceió 235.800 PIE Itapipoca - CE

4 Redonda 300.600 PIE Icapuí - CE

5 Pecém 31.200 PIE Caucaia - CE

6 Alegria II 100.800 PIE Guamaré - RN

90

Nº Usina Potência

Outorgada (kW)

Destino da

Energia Município

7 Alegria I 51.000 PIE Guamaré - RN

8 Pirauá 4.250 PIE Macaparana - PE

9 Fábrica de Wobben Wind Power no

Pecém 600 REG Caucaia - CE

10 Parque Eólico Ponta do Mel 50.400 PIE Areia Branca - RN

11 Parque Eólico Elebrás Santa Vitória

do Palmar 1 126.000 PIE Santa Vitória do Palmar - RS

12 Parque Eólico Elebrás Cidreira 1 70.000 PIE Tramandaí - RS

13 Eólica Ariós 16.200 PIE Beberibe - CE

14 Praia do Arrombado 23.400 PIE Luís Correia - PI

15 Parque Eólico de Palmares 7.562 PIE Palmares do Sul - RS

16 Vale da Esperança 29.700 PIE Touros - RN

17 Parque Eólico Tainhas I 15.000 PIE São Francisco de Paula - RS

18 Usina Eólica de Laguna 3.000 REG Laguna - SC

19 Santa Marta 46.531 PIE Laguna - SC

20 Parque Eólico Xangri-lá II 6.000 PIE Capão da Canoa - RS

21 Parque Eólico Giruá 11.050 PIE Giruá - RS

22 Usina Eólica Elétrica UEE Coqueiro 14.400 PIE São João da Barra - RJ

23 Parque Eólico Pinhal 9.350 PIE Palmares do Sul - RS

24 UEE Maravilha 49.600 PIE São Francisco de Itabapoana - RJ

25 UEE Saco Danta 26.400 PIE São João da Barra - RJ

26 UEE Mundéus 23.800 PIE São Francisco de Itabapoana - RJ

27 Púlpito 30.000 PIE Bom Jardim da Serra - SC

28 Aquibatã 30.000 PIE Água Doce - SC

29 Santo Antônio 3.000 PIE Bom Jardim da Serra - SC

30 Cascata 6.000 PIE Água Doce - SC

31 Rio do Ouro 30.000 PIE Bom Jardim da Serra - SC

32 Salto 30.000 PIE Água Doce - SC

33 Bom Jardim 30.000 PIE Bom Jardim da Serra - SC

34 Campo Belo 10.500 PIE Água Doce - SC

35 Amparo 22.500 PIE Água Doce - SC

36 Cruz Alta 30.000 PIE Água Doce - SC

37 Vitória 4.250 PIE Mataraca - PB

38 Salina Diamante Branco 200.000 PIE Galinhos - RN

39 Alhandra 5.400 PIE Alhandra - PB

40 Parque Eólico do Vigia 30.000 PIE Água Doce - SC

41 Piloto de Rio Grande 4.500 REG Rio Grande - RS

42 Eólio-Elétrica São Gonçalo 60.000 PIE São Gonçalo do Amarante - RN

43 Enerce Pindoretama 4.500 REG Pindoretama - CE

44 Aratuá I 14.700 PIE Guamaré - RN

45 Aratuá II 14.700 PIE Guamaré - RN

Potência Total 2.139.793

Fonte: BIG, 23/10/2009.

91

3.2.11.6 Custos da energia eólica

Os benefícios relativos à utilização da energia eólica como fonte energética, seja para

complementaridade da geração por parte de usinas hidrelétricas, seja para manutenção do

caráter limpo e renovável da matriz energética brasileira, são incontestáveis. No entanto, este

recurso intitui-se, ainda, como uma fonte de energia dispendiosa, se comparada, por exemplo,

à hidráulica ou de biomassa. A contratação de grandes montantes de energia eólica pode

ocasionar, portanto, impacto a nível tarifário, contrastando com a necessidade de modicidade

tarifária.

Em outros países, ao contrário do que ocorre no Brasil, a energia eólica configura-se

como uma fonte de energia competitiva. Enquanto os empreendedores brasileiros alegam que

a taxa viabilizadora da energia eólica seria de 0,21 R$/kWh, equivalente a 0,10 US$/kWh,

considerando a taxa de câmbio média de R$ 2,03 verificada no período de setembro de 2005 a

setembro de 2009, em muitos países essa taxa apresenta valor de 0,04 US$/kWh (Dantas &

Leite, 2009). Diante deste cenário, a contratação de energia elétrica proveniente de fonte

eólica por meio do Leilão para Contratação de Energia de Reserva, de que tratam os artigos 3º

e 3º A da Lei nº 10.848 de março de 2004 e a ser realizado em 14 de dezembro de 2009,

definirá o real custo da energia eólica no país. Segundo o Edital do Leilão de Contratação de

Energia de Reserva, o prazo inicial de suprimento foi determinado para 1º de julho de 2012,

na modalidade quantidade de energia e contratos com prazo de duração de 20 anos, e o preço

teto inicial para submissão de lance será de 189,00 R$/MWh.

Como fatores que agregam maior custo à energia eólica no Brasil, pode se citar os

elevados custos logísticos de implementação dos projetos, relativos a, por exemplo,

precariedade das estradas nordestinas, região que apresenta o maior potencial eólico do país, e

o número restrito de empresas nacionais que oferecem equipamentos associado às restrições

de importação destes. No país, apenas duas empresas apresentam vantagens competitivas

adicionais, referentes a imposto de 14% sobre a importação de aerogeradores, importação

apenas de turbinas eólicas cuja potência seja superior a 1,5 MW e financiamento pelo Banco

Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) somente concedido a

fabricantes nacionais. Nota-se, assim, que o mercado apresenta barreiras significativas para a

entrada de equipamentos, possibilitando a cobrança de preços elevados pelos que são

produzidos em território nacional.

92

A fim de se desenvolver o recurso eólico como fonte de energia elétrica, deve se

estimular a competitividade entre fabricantes nacionais, garantindo um preço de equilíbrio

condizente com a modicidade tarifária, e formar políticas públicas de concessão de crédito a

projetos inovadores. Além disto, a desoneração tributária da cadeia produtiva atrairia outros

fabricantes de túrbinas eólicas, fomentando a concorrência e criando condições de

contestabilidade da indústria de aerogeradores.

3.2.11.7 Leilão de energia eólica

A promoção efetiva das fontes renováveis dar-se-á por mediação de uma nova

política pública que deve ser implantada no Brasil, corrigindo os problemas constatados na

primeira fase do PROINFA e adaptando à realidade brasileira os mecanismos aplicados com

sucesso em outros países. Sendo assim, torna-se indispensável estabelecer medidas legais para

o setor energético condizentes com o desenvolvimento e a estruturação de um mercado

nacional de energias renováveis.

Segundo documento enunciado pelo Greenpeace, um novo projeto de lei que

promova as energias renováveis deve contemplar diretrizes específicas, tais como

internalização no preço da energia dos benefícios sociais e ambientais; desenvolvimento da

pesquisa e inovação tecnológica; adoção de índices de nacionalização somente com a

solidificação de uma indústria nacional; transparência das bases e objetivos das políticas e

programas de incentivo às energias renováveis; direcionamento de investimentos de médio e

longo prazo e priorização do acesso desses à rede; descontos nas tarifas de distribuição a fim

de tornar essas fontes mais atrativas; determinação de modalidades tarifárias diferenciadas;

políticas públicas voltadas exclusivamente para essas fontes; e realização de leilões

específicos para cada fonte como uma medida para melhorar a performance de contratação de

energias renováveis.

A realizar-se em 14 de dezembro de 2009, o primeiro Leilão para Contratação de

Energia de Reserva (LER) específico para contratação de energia elétrica proveniente de fonte

eólica é uma resposta ao crescimento da demanda por energia elétrica, compatibilizando o

setor energético com os desafios globais inerentes às mudanças climáticas. Além disto,

adequa-se à necessidade de diversificação da oferta de energia e de regionalizar as estratégias

de aproveitamento energético, prerrogativas para garantir estabilidade ao fornecimento de

eletricidade e eliminar a dependência de combustíveis fósseis e os riscos de racionamento.

93

3.2.11.7.1 Atividades inerentes ao processo do LER

Com base em leilões anteriores, as atividades realizadas pelo MME seguem um

determinado padrão, em que, inicialmente, publica-se no Diário Oficial os critérios e o

cronograma que nortearão os processos do LER. Os empreendedores interessados em

participar do leilão requerem, até a data determinada, o cadastramento de seus projetos junto à

EPE, que realiza uma análise preliminar da conexão ordenada em projeto, podendo indicar

soluções que apresentem menor custo global, como, a título exemplificativo, as Instalações

Compartilhadas de Geração (ICG). Propostas as conexões, realiza-se um estudo do

dimensionamento da rede elétrica e, a partir deste, estima-se os encargos de conexão e tarifas

de uso do sistema de transmissão.

A EPE expedirá a Habilitação Técnica assim que concluído o processo de análise

técnica do empreendimento e for comprovada sua adequação com os requisitos pré-

estabelecidos. Esse documento indica o empreendimento para compor a lista de referência, a

ser aprovada pelo MME, com vistas à participação no leilão determinado. Monta-se, então, a

base de dados para o Cálculo das Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão, determinado

pela ANEEL, e para o Cálculo dos Encargos de Conexão das Usinas Habilitadas. Estes

resultados são divulgados no Diário Oficial e usados pelos empreendedores como referência

para o cálculo do custo da energia elétrica.

Realiza-se, por fim, o leilão, sob comando da ANEEL e da Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O fluxograma que apresenta as principais

atividades realizadas durante o processo do LER e os responsáveis por cada uma delas é

mostrado na figura 36.

94

Figura 36 – Fluxograma das atividades inerentes ao processo do LER.

Terminado o leilão, os vencedores devem apresentar um cronograma físico de

implantação do empreendimento, como descrito na tabela 23, formulado por um Responsável

Técnico devidamente habilitado. Além disto, exige-se que cada parque eólico vencedor do

leilão, independentemente da potência instalada ou da área ocupada pelo empreendimento,

hospede dentro da área especificada para implementação do projeto uma estação destinada à

medição, registro e envio de dados anemométricos e climatológicos a EPE em até 180 dias

após a assinatura do Contrato de Energia de Reserva (CER). As medições devem ser

Responsabilidade: Aneel


Responsabilidade: EPE





Portaria MME

Cadastramento das Usinas

Análise Preliminar das

Conexões

Chamada Pública ICG

Estudos de Planejamento da Transmissão

Habilitação Técnica

Divulgação dos Encargos e

Tarifas

Leilão de Energia Eólica

95

contínuas e permanentes durante todo o período de vigência do contrato, formando um banco

de dados de referência para futuros estudos sobre a energia eólica e para o desenvolvimento

de instrumentos voltados para planejamento, operação e integração de parques eólicos ao

sistema elétrico nacional.

Tabela 23 – Cronograma físico de implantação do empreendimento.

Descrição do marco Data

Obtenção da licença de instalação XX/XX/XX

Início da montagem do canteiro de obras XX/XX/XX

Início das obras civis das estruturas XX/XX/XX

Início da concretagem das bases das unidades geradoras XX/XX/XX

Início da montagem eletromecânica das usinas geradoras XX/XX/XX

Início das obras da subestação e/ou linha de transmissão de interesse restrito XX/XX/XX

Conclusão da montagem eletromecânica das unidades geradoras XX/XX/XX

Início da operação de teste (inserir uma linha para cada unidade geradora) XX/XX/XX

Início da operação comercial (inserir uma linha para cada unidade geradora) XX/XX/XX

3.2.11.7.2 Instruções para solicitação de Cadastramento e Habilitação Técnica com vistas à

participação no Leilão para Contração de Energia de Reserva

Em documento emitido em 04 de julho de 2009, a EPE, visando expansão da geração

de energia elétrica do país e focalizando a potencialidade da energia eólica como fonte

energética promissora, instruiu os empreendedores interessados a participar do LER a

solicitação do Cadastramento visando a Habilitação Técnica do projeto. Os parâmetros, dados

e informações fornecidos para o cadastramento são utilizados para o cálculo das Garantias

Físicas dos empreendimentos eólicos e para compor os CERs, na hipótese da energia do

empreendimento vir a ser objeto de contratação como vencedor do LER.

O primeiro requisito para Cadastramento e futura Habilitação Técnica é a inserção

dos dados do projeto no Sistema de Acompanhamento de Empreendimentos Geradores de

Energia (AEGE), implantado pela EPE e destinado a todos os empreendimentos, não sendo

necessária a participação em Leilão de Energia. O sistema é composto por seis etapas, sendo

elas Cadastramento do Empreendedor, Inclusão de Novos Usuários, Inclusão de

Empreendimento, Inscrição do Empreendimento no Leilão, Suplementação dos Dados

Técnicos do Empreendimento Inscrito no Leilão e Cadastramento para Habilitação Técnica no

Leilão. Este dá-se por meio de um requerimento, cujo modelo é apresentado no ANEXO A,

ao qual são anexados os documentos previstos na Portaria MME nº 21/2008 e no documento

96

aqui descrito e apresentados no ANEXO B. No ato do cadastramento, entrega-se a

documentação exigida em arquivo eletrônico.

3.2.11.7.3 Projetos cadastrados no LER

Segundo dados da EPE, 441 projetos foram cadastrados, representando 13.341 MW

de capacidade instalada e correspondendo à participação de onze Estados da Federação. Do

número total de projetos inscritos, 73% compreendem a projetos apresentados por Estados da

região Nordeste do país, sugerindo implantação de 9.549 MW de capacidade. As tabelas 24 e

25 apresentam a distribuição dos projetos por região e por Estado. O número expressivo de

projetos cadastrados indica a possibilidade de forte competição no leilão, propiciando

contratação de energia a preços atrativos ao consumidor e competitivos no âmbito do setor de

geração de energia elétrica.

Tabela 24 – Distribuição dos projetos cadastrados por região do país.

Região Nº de projetos Potência

MW

Nordeste 322 9.549

Sul 111 3.594

Sudeste 8 198

TOTAL 441 13.341

Fonte: EPE, 2009.

Tabela 25 – Distribuição dos projetos cadastrados por Estado.

Estado Nº de projetos Potência

MW

Bahia 51 1.575

Ceará 118 2.743

Espírito Santo 6 153

Paraíba 1 20

Paraná 23 625

Piauí 16 413

Rio de Janeiro 2 45

Rio Grande do Norte 134 4.745

Rio Grande do Sul 86 2.894

Santa Catarina 2 75

Sergipe 2 54

TOTAL 441 13.342

Fonte: EPE, 2009.

97

A distribuição por tamanho do projeto pode ser feita conforme apresentado na tabela

26, em que a maioria dos parques eólicos cadastrados apresenta potência instalada de 25 MW

a 50 MW. As centrais geradores de grande porte, cuja potência instalada excede 100 MW,

compreendem a apenas 1,36% do número total e a 806 MW de capacidade.

Tabela 26 – Distribuição dos projetos cadastrados por tamanho.

Potência Instalada Nº de projetos Potência

MW

> 10 MW 18 139

10 MW - 25 MW 118 2.248

25 MW - 50 MW 262 8.000

50 MW - 100 MW 37 2.149

> 100 MW 6 806

TOTAL 441 13.342

Fonte: EPE, 2009.

O leilão será realizado na modalidade de reserva, em que prevalecerá os menores

preços e que se caracteriza pela contratação de um volume de energia elétrica que excede a

demanda da totalidade do mercado do país. O contrato assinado entre as partes interessadas

garantirá a venda de energia elétrica por 20 anos, a contar a partir de 1º de julho de 2012.

3.2.11.7.4 Projetos habilitados pela EPE

Em informe à imprensa, a EPE divulgou preço teto inicial de 189,00 R$/MWh para o

LER e a habilitação de 339 projetos de geração, 76,8% dos projetos cadastrados. Em

conjunto, os empreendimentos habilitados somam 10.005 MW de capacidade instalada, o que

corresponde a uma vez e meia a potência total do Complexo Hidrelétrico do Rio Madeira,

constituído pelas Usinas Hidrelétricas de Jirau, cuja capacidade instalada é de 3.300 MW, e de

Santo Antônio, de 3.150 MW, instaladas no Estado de Rondônia.

Os Estados do Ceará e Rio Grande do Norte representam o maior número de

empreendimentos habilitados, totalizando 213 projetos e 6.114 MW de potência instalada. A

tabela 27 lista projeto e potência instalada distribuídos por Estado da Federação.

98

Tabela 27 – Distribuição dos projetos habilitados por Estado.

Estado Nº de projetos Potência

MW

Quantidade % Quantidade %

Bahia 36 10,6% 1.004 10,0%

Ceará 108 31,9% 2.515 25,1%

Espírito Santo 6 1,8% 153 1,5%

Piauí 13 3,8% 336 3,4%

Rio Grande do Norte 105 31,0% 3.629 36,3%

Rio Grande do Sul 67 19,8% 2.238 22,4%

Santa Catarina 2 0,6% 76 0,8%

Sergipe 2 0,6% 54 0,5%

TOTAL 339 100% 10.005 100%

Fonte: EPE, 2009.

3.2.11.7.5 Contratação de energia de reserva

O risco inerente aos empreendimentos eólicos decorre, principalmente, da incerteza

de retorno desta forma de geração, consequência da aleatoriedade de atuação das massas de ar

que constituem os ventos. O modelo de contratação de energia eólica foi elaborado com o

intuito de mitigar essa percepção de risco. Assim, a forma de contrato relevará a produção

média ao longo dos anos, diminuindo possíveis flutuações que possam vir a ocorrer em

determinados períodos.

A Lei nº 10.848/2004 estabelece que a contratação de energia elétrica para o

suprimento do consumo no ambiente regulado e para a formação de uma reserva energética

deve ser realizada por meio de leilões públicos específicos. Os leilões deliberados para a

aquisição de energia provinda de usinas existentes e de usinas novas destinam-se à cobertura

do consumo existente e futuro, cuja demanda é declarada pelos distribuidores.

A contratação de energia de reserva é feita pela CCEE. Aos consumidores são

repassados apenas os custos fixos e variáveis intrínsecos a esta contratação, deduzindo a

receita proveniente da venda no mercado de curto prazo da energia produzida pelos

empreendimentos contratados para suprir a energia de reserva. O esquema desta

comercialiazação é descrito na figura 37.

99

Figura 37 – Esquema de comercialização de energia de reserva.

Em contraposição aos benefícios do fortalecimento da matriz energética nacional e

da redução de custos operacionais do sistema de energia interligado, o custo da energia eólica

praticado ainda se mostra elevado se comparado às fontes mais competitivas, como já citado.

Sendo assim, a aquisição do leilão deve apresentar um valor que minimize o impacto sobre a

tarifa exigida dos usuários finais de energia elétrica do SIN, que, em conformidade com o

Decreto nº 6.353/2008, que regulamenta a contratação de energia de reserva, são responsáveis

pelo custo decorrente da contratação, incluindo custos administrativos, financeiros e

tributários. Efetuado o contrato, para a contabilização e liquidação de diferenças entre a

quantidade de energia contratada e a produção efetiva, subdivide-se o prazo de contrato em

cinco períodos de conciliação quadrienais.

100

O valor da produção anual média será comparado com o valor anual contratado,

obtendo-se, assim, o saldo anual. As componentes dos saldos anuais positivos que excedem

10% o valor anual contratado são valoradas pelo menor valor entre o preço do contrato, o

Valor de Referência (VR) e o Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) médio do ano

anterior. O valor obtido é dividido em doze parcelas iguais que devem ser pagas mensalmente

ao empreendedor no ano seguinte. Em contrapartida, as componentes dos saldos anuais

negativos que excederem os 10% são valoradas ao preço do contrato com um acréscimo de

10%. Assim, o valor resultante é dividido em doze parcelas iguais que são pagas mensalmente

pelo empreendedor no ano seguinte.

Ao final de cada quadriênio, o saldo positivo não excedente a 10% pode ser

repassado para o próximo quadriênio, ou, por preferência do empreendedor, ser valorado pelo

menor valor entre o preço do contrato, o VR e o PLD médio do quadriênio que está se

encerrando, e o valor obtido ser dividido em doze parcelas iguais que são pagas mensalmente

ao empreendedor no ano seguinte. De mesma forma, o saldo negativo não excedente a 10% é

valorado ao preço do contrato e o valor resultante é dividido em doze parcelas iguais que

deverão ser pagas mensalmente pelo empreendedor no ano seguinte.

No início de cada quadriênio, a partir do segundo, o valor contratado é ajustado

(reconciliação contratual) para o valor médio anual produzido desde o início do abastecimento

até o último mês do ultimo ano do quadriênio anterior, mas limitando-se a, no máximo, o

montante contratado originalmente. Além disso, há a possibilidade de o empreendedor

pleitear os créditos provenientes do MDL. Caso o faça, deve credenciar o seu

empreendimento no âmbito do mecanismo, para, assim, apropriar-se dos créditos fornecidos.

3.3 NO ESTADO DE GOIÁS

O Estado de Goiás, localizado na região Centro-Oeste do Brasil, é o 7º Estado do

país em extensão territorial, cujo valor é de 340.086,698 km², e possui 3% da população total.

O Estado limita-se ao norte com o Estado do Tocantins, ao sul com Minas Gerais e Mato

Grosso do Sul, a leste com Bahia e Minas Gerais e a oeste com Mato Grosso. Relativo ao

consumo de energia elétrica, o Estado de Goiás, comparado aos demais Estados federados,

ocupa a 11ª posição, como mostrado na tabela 28, apresentando consumo de 8.615 GWh em

2006, segundo documento publicado pela Secretaria de Estado do Planejamento e

Desenvolvimento (SEPLAN) do Governo de Goiás.

101

Tabela 28 – Consumo de energia elétrica por unidade da federação.

Unidade da

federação

2000 2006 Variação

2000/2006 Consumo Participação Posição Consumo Participação Posição

GWh

GWh

Brasil 307.487 100,00% 357.531 100,00% 16,28%

Centro-Oeste 16.518 5,37% 20.692 5,79% 25,27%

São Paulo 97.419 31,68% 1 109.148 30,53% 1 12,04%

Minas Gerais 39.088 12,71% 2 45.567 12,74% 2 16,58%

Rio de Janeiro 32.280 10,50% 3 32.394 9,06% 3 0,35%

Rio Grande do

Sul 19.876 6,46% 4 24.081 6,74% 4 21,16%

Paraná 17.204 5,60% 5 21.274 5,95% 5 23,66%

Bahia 15.499 5,04% 6 18.264 5,11% 6 17,84%

Santa Catarina 12.645 4,11% 7 15.724 4,40% 7 24,35%

Pará 10.249 3,33% 8 13.652 3,82% 8 33,20%

Maranhão 8.261 2,69% 9 10.130 2,83% 9 22,62%

Pernambuco 7.623 2,48% 10 8.756 2,45% 10 14,86%

Goiás 6.578 2,14% 12 8.615 2,41% 11 30,97%

Espírito Santo 6.729 2,19% 11 8.022 2,24% 12 19,22%

Ceará 5.916 1,92% 13 6.979 1,95% 13 17,97%

Mato Grosso 3.178 1,03% 16 4.399 1,23% 14 38,42%

Distrito Federal 3.785 1,23% 14 4.310 1,21% 15 13,87%

Amazonas 2.862 0,93% 18 3.924 1,10% 16 37,11%

Rio Grande do

Norte 2.750 0,89% 19 3.734 1,04% 17 35,78%

Alagoas 3.400 1,11% 15 3.602 1,01% 18 5,94%

Mato Grosso do

Sul 2.977 0,97% 17 3.368 0,94% 19 13,13%

Paraíba 2.588 0,84% 20 3.279 0,92% 20 26,70%

Sergipe 2.190 0,71% 21 2.663 0,74% 21 21,60%

Piauí 1.506 0,49% 22 1.670 0,47% 22 10,89%

Rondônia 1.067 0,35% 23 1.524 0,43% 23 42,83%

Tocantins 723 0,24% 24 964 0,27% 24 33,33%

Amapá 438 0,14% 25 601 0,17% 25 37,21%

Acre 352 0,11% 26 505 0,14% 26 43,47%

Roraima 304 0,10% 27 382 0,11% 27 25,66%

Elaboração: SEPLAN-GO/ SEPIN/ Gerência de Estatística Socioeconômica – 2008.

3.3.1 Escopo para implantação de empreendimentos eólicos no Estado de Goiás

Para o Estado de Goiás, destacam-se como principais motivos para a implantação de

empreendimentos eólicos a diversificação da matriz energética estadual, a possibilidade de

complementação com a geração de energia elétrica oriunda da energia hidráulica, o

atendimento de sistemas isolados e apresentação de projetos no âmbito do MDL.

102

3.3.1.1 Diversificação da matriz energética

O Brasil apresenta sinais significativos de interesse em expandir o aproveitamento de

fontes renováveis, vislumbrando a manutenção da participação já considerável dessas fontes

na matriz energética nacional. Além de garantir maior sustentabilidade ao setor de energia, as

fontes renováveis contribuem para a criação de emprego e renda, a universalização do serviço

de energia elétrica no país e a diversificação das fontes de geração.

O Estado de Goiás contribui com 8.787.911 kW de potência instalada, produzida por

Centrais Geradores Hidrelétricas (CGH), Usinas Hidrelétricas (UHE), Pequenas Centrais

Hidrelétricas (PCH) e Usinas Termelétricas (UTE) (BIG, 2009). Infere-se desta informação

que a geração de energia elétrica do estado baseia-se em apenas duas fontes de energia, sendo

que a fonte hidráulica corresponde à 8.250.769 kW, equivalendo a 94%. A expansão dos

recursos energéticos, a diversificação dos mesmos e, portanto, da matriz energética estadual

ocasionaria fortalecimento do abastecimento de energia elétrica.

3.3.1.2 Complementaridade eólio-hidrológica

No Brasil e no início da aplicação de energia eólica, assim como demais fontes

renováveis de energia, para a geração de energia elétrica, os investimentos eram mais

comumente dirigidos ao suprimento de comunidades isoladas, em especial às que se

encontravam a uma distância tal da rede convencional de energia elétrica que impossibilitava,

por fatores técnicos e econômicos, a expansão por meio de uma rede de transmissão. Uma

outra visão, mais contemporânea, aborda essas fontes como possibilidade de complementação

energética da rede convencional, predominantemente abastecida por energia elétrica

procedente de energia hidráulica.

A complementaridade entre os regimes eólico e hidrológico é considerada uma

solução para a instabilidade sazonal da oferta de energia elétrica do sistema elétrico

interligado, resultante do simples aproveitamento da ampla disponibilidade dos recursos

naturais energéticos. O Estado de Goiás, assim como a regiões do Nordeste e Sudeste do país,

apresenta esta característica de complementaridade, que será mostrada adiante por meio de

comparações feitas entre dados de velocidade do vento de estações meteorológicas, o nível

dos reservatórios de Usinas Hidrelétricas situadas próximas às estações e os valores de vazão

natural média mensal referentes ao período de 1931 a 2007.

103

3.3.1.3 Atendimento de sistemas isolados

Segundo dados do MME, em 2008, o segmento de transmissão no Brasil era

composto por mais de 90 mil quilômetros de linhas e operado por 64 concessionárias. Às

concessionárias, empresas que obtiveram as concessões por intermédio de leilões públicos

organizados pela ANEEL, são incumbidas as atividades de implantação e operação da rede

que une as centrais geradoras de energia elétrica às instalações das companhias distribuidoras

situadas próximas aos centros de carga.

Figura 38 – Centrais elétricas que compõem os Sistemas Isolados (situação em outubro de 2003).

(Fonte: ANEEL, 2008, apud Atlás de Energia Elétrica do Brasil, 2008).

104

A principal característica desse segmento é a sua divisão em dois sistemas distintos,

formados pelo SIN e pelos Sistemas Isolados, presentes principalmente na região Norte, como

pode ser observado na figura 38. Nota-se que o Estado de Goiás encontra-se incluso no SIN e

não possui nenhum sistema isolado atendido. Para o atendimento desses sistemas, pode se

estudar formas de implementação de sistemas eólicos que contribuam com a comunidade

local não só com o suprimento, mas também com geração de emprego e renda.

3.3.1.4 Mecanismo de Desenvolvimento Limpo

No âmbito do MDL, o Estado de Goiás responde por 6% das atividades de projeto

relativas ao Brasil. Dentre os projetos desenvolvidos no sistema de MDL Industrial no Estado,

dá-se destaque à co-geração de energia, em especial à oriunda da utilização de bagaço de cana

nas usinas de álcool e açúcar, sendo a Usina Jalles Machado o principal projeto

implementado. Nenhum projeto relativo à utilização de energia eólica, seja para geração de

energia elétrica ou qualquer outra aplicação, foi apresentado pelo Estado.

3.3.2 Panorama estadual

3.3.2.1 Matriz energética do Estado de Goiás

O BIG, cujos dados são divulgados pela ANEEL, fornece dados relativos à geração

de energia elétrica divididos por Estado da federação. Segundo o Banco, de toda a capacidade

instalada no país, de 105.587.975,15 kW, o Estado de Goiás contribui com 8,31%,

representando 8.787.911,60 kW, dividida entre 62 empreendimentos. Estima-se uma adição

de 2.369.018 kW na capacidade de geração do Estado, proveniente de 17 cometimentos em

construção e 23 outorgados. Estas informações estão expressas na tabela 29. Observa-se que o

Estado de Goiás não dispõe de unidades geradoras e projetos no setor de energia eólica.

105


Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência (kW) %

CGH 11 5.371 0,06%

PCH 15 225.802 2,57%

UHE 11 8.019.596 91,26%

UTE 25 537.142 6,11%

TOTAL 62 8.787.911 100%

Empreendimentos em Construção


PCH 2 48.000 3,54%

UHE 8 780.500 57,51%

UTE 7 528.700 38,96%

TOTAL 17 1.357.200 100%

Empreendimentos Outorgados entre 1998 e 2004 (não iniciaram sua construção)


CGH 4 3.001 0,30%

PCH 8 146.997 14,53%

UHE 3 233.000 23,03%

UTE 8 628.820 62,15%

TOTAL 23 1.011.818 100%

Legenda

CGH Central Geradora Hidrelétrica

PCH Pequena Central Hidrelétrica

UHE Usina Hidrelétrica de Energia

UTE Usina Termelétrica de Energia

Fonte: BIG, 14/10/2009.

3.3.2.2 Potencial eólico do Estado de Goiás

As diferenças em propriedades de superfícies, como geometria e altitude de terrenos,

vegetação e distribuição de superfícies de terra e água, se aplicados em escalas menores,

resultam em condições de vento locais distintas do perfil geral da larga escala da circulação

atmosférica. Em virtude disto, sete regiões geográficas foram organizadas de forma a

sintetizar essas características, sendo que, dentre estas, a região Planalto Central, que se

estende desde a margem esquerda da Bacia do Rio São Francisco até as fronteiras com

Bolívia e Paraguai, destaca-se por incluir o Estado de Goiás e apresentar geografia favorável

e proximidade dos corredores de fluxo viário e da malha do SIN. A velocidade média anual, a

50 m de altura, na região Planalto Central compreende ao intervalo de 4 m/s e 6 m/s, variando

de 3 m/s a 4 m/s ao norte, no limite sul da Bacia Amazônica, para 5 m/s a 6 m/s sobre a

porção sul do extenso planalto.

106

O Estado de Goiás apresenta regiões mais elevadas ao norte onde as velocidades

médias anuais aproximam-se de 7,5 m/s, como resultado do efeito de compressão vertical do

escoamento ao transpor as elevações. As figuras 39 e 40 expõem os valores de velocidade

média anual para a região Centro-Oeste e o mapa do relevo do Estado de Goiás. Infere-se

destas que os locais que apresentam maiores velocidades médias anuais coincidem, em sua

maioria, com os de maior altitude.

Figura 39 – Velocidade média anual de vento a 50 m (m/s).


107

Figura 40 – Mapa do relevo do Estado de Goiás.

(Fonte: SEPLAN, 2000).

O Estado de Goiás não dispõe de torres anemométricas direcionadas para o estudo do

potencial eólico do Estado, mas apenas para constatação meteorológica. Sendo assim, para

fim de geração de energia elétrica a partir da energia eólica, deve se pautar no estudo

sistemático da tecnologia, a começar por medições específicas que viabilizem ou não a

implantação de empreendimentos eólicos no Estado, e em incentivos e medidas voltadas para

a atração de investimentos nos setores de geração de energia elétrica e de fabricação de

equipamentos.

O Estado mostra indícios de preocupação em desenvolver-se conforme a tendência

de sustentabilidade mundial e do país. Sinal disto foi a realização, em setembro de 2007 e em

108

Goiânia, do I Seminário do Centro-Oeste de Energias Renováveis. Destacou-se, então, os

investimentos no ano de 2006, impulsionados pelo BNDES, os prognósticos para o ano de

2007 e a participação significativa de projetos voltados para energias renováveis. Destinados à

expansão da utilização de energia eólica, destaca-se o Criatec, fundo de investimentos de

capital semente destinado à aplicação em empresas emergentes inovadoras, e a Fundação de

Desenvolvimento de Tecnópolis (Funtec), entidade de fomento à ciência e tecnologia do

Estado de Goiás, que são programas finaciados pelo BNDES a fundo perdido no caso de

associações entre institutos de pesquisa e centros acadêmicos visando ao desenvolvimento de

inovações tecnológicas (Butterby & Ferreira, 2009).

3.3.2.3 Complementaridade eólio-hidrológica no Estado de Goiás

Definida como desafio histórico ao planejamento da operação dos sistemas

interligados, a estabilização sazonal da oferta de energia elétrica é prejudicada pelo

predomínio, no Brasil, do aproveitamento da energia hidráulica. A geração de energia elétrica

a partir desta fonte é intrinsecamente relacionada com a característica estocástica referente aos

regimes hidrológicos e suas flutuações sazonais de amplitude significativa. Em todo o mundo,

o aproveitamento eólio-elétrico demonstrou contribuição relevante à oferta interna de energia

elétrica de vários países, resultando em complementação e consequente fortalecimento da

matriz energética.

A Região Nordeste do Brasil apresenta o maior potencial para o aproveitamento da

energia eólica, e se comparada às demais regiões, pouca disponibilidade de recursos

potenciais hidrelétricos e diversidade sazonal entre os regimes das fontes energéticas. Em

virtude destas características, a possibilidade de complementaridade das gerações eólica e

hidráulica torna-se relevante. Em estudos realizados pela Companhia Hidro Elétrica do São

Francisco (CHESF) baseados em medições anemométricas referentes a cinco localidades do

litoral do Estado do Ceará durante o período de 1993 a 1995, efetuou-se a simulação da

implantação de empreendimentos eólicos que totalizassem 3.000 MW de capacidade

instalada. Estabeleceu-se que a área destinada à implantação seria de 10% do litoral do

Estado, que os aerogeradores seriam da classe de 500-600 kW, instalados com arranjo de 5x7

diâmetros de espaçamento e que as constantes de eficiência global e de disponibilidade dos

aerogeradores seriam de 90% e 95%, respectivamente. A geração acumulada, que demonstra

forte sazonalidade, constatada para o período de um ano é apresentada na figura 41.

109

Figura 41 – Geração eólica por centrais hipotéticas.

(Fonte: DEWI Magazin, 2001).

As figuras 42 e 43 apresentam o comportamento anual da vazão média natural do

reservatório de Sobradinho, relativo ao período de 1931 a 1992, e o acréscimo hipotético na

vazão do reservatório com a inserção de energia eólica de 14%, 30% e 60% da capacidade

instalada. Os estudos mostram que, para estas inserções, o volume de água economizado seria

de 7,4, 15,5 e 31,0 bilhões de metros cúbicos, respectivamente.

Figura 42 - Vazão média mensal do reservatório de Sobradinho.


4817

52525068

3997

2489

16981401

1201 1062 1188

1946

3487

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

m³/

s

110

Figura 43 - Vazão natural equivalente do reservatório de Sobradinho com a inserção da energia eólica.


Para o Estado de Goiás, a exploração negligenciada de outras fontes de energia

diversas da fonte hidráulica e a carência de estudos anemométricos referentes à identificação

do potencial eólico do Estado são fatores que contradizem a necessidade de

complementaridade da geração de energia elétrica diante da instabilidade sazonal da oferta. A

fim de mostrar que, assim como as regiões Nordeste e Sudeste do país, o Estado de Goiás

apresenta complementaridade entre os regimes naturais eólico e hidrológico, apresentar-se-á o

fenômeno observado em três localidades do Estado.

Responsáveis por 63,2% da capacidade instalada de usinas hidrelétricas e 57,7% da

capacidade total instalada no Estado de Goiás, incluindo geração oriunda de Centrais

Geradoras Hidrelétricas (CGH), Usinas Hidrelétricas de Energia (UHE), Pequenas Centrais

Hidrelétricas (PCH) e Usinas Termelétricas de Energia (UTE), as Usinas Hidrelétricas de

Itumbiara, São Simão e Serra da Mesa instituem-se como maiores aproveitamentos

hidráulicos do Estado. Em virtude disto, comparar-se-á os regimes eólico, representado por

velocidades médias do vento medidas por estações meteorológicas situadas nos locais das

usinas ou em localidades próximas, e hidrológico, representado por volumes úteis dos

reservatórios e vazões naturais médias mensais3, para o período de 1931 a 2007.

3 Termo adotado pelo setor elétrico para identificar a vazão que ocorreria em uma seção do rio, se não houvesse

as ações antrópicas na sua bacia contribuinte — tais como regularizações de vazões realizadas por reservatórios,

desvios de água, evaporações em reservatórios e usos consuntivos (irrigação, criação animal e abastecimentos

urbano, rural e industrial). A vazão natural é obtida por meio de um processo de reconstituição, que considera a

vazão observada no local e as informações relativas às ações antrópicas na bacia (ONS).

111

3.3.2.3.1 Usina Hidrelétrica de Itumbiara

A Usina Hidrelétrica de Itumbiara, localizada no rio Paranaíba, constitui-se como a

sexta maior usina hidrelétrica do país e como a maior usina do Sistema FURNAS e do Estado

de Goiás. Composta por seis unidades em operação desde 1981, totalizando uma capacidade

instalada de 2.082 MW, a usina compreende a 26,0% da capacidade instalada proveniente de

empreendimentos hidráulicos no Estado (FURNAS).

O reservatório possui um volume total de 17,0 km³, sendo o volume útil de 12,5 km³.

O nível máximo de armazenamento é de 520,00 m, chegando a 521,20 m no período da cheia,

ou maximorum, sendo que, para operação, o nível deve ser de, no mínimo, 495,00 m. Na

estrutura de concreto, a tomada d’água contém seis comportas, apresentando dimensões de

8,83 m de largura e 12,31 m de altura. O vertedouro possui uma vazão máxima de 16.000

m³/s, sendo seis comportas, cujas dimensões apresentam valores de 15,00 m de largura e 9,00

m de altura (FURNAS).

A casa de força da usina, que possui seis unidades de geração, é abrigada,

apresentando dimensões de 25,00 m de largura e 223,00 m de comprimento. A potência

nominal por unidade é de 347 MW, a 60 Hz e tensão nos terminais de 13,8 kV. As turbinas

são do tipo francis de eixo vertical, apresentando diâmetro do rotor de 7,06 m. Os dezenove

transformadores, designados para operação e reserva e cuja relação de transformação é

13,8/525 kV, são monofásicos e possuem capacidade total em operação de 2.399,94 MVA

(FURNAS).

A existência de complementaridade entre os regimes eólico e hidrológico na região é

confirmada na figura 44. A análise fundamenta-se em dados referentes às velocidades médias

do vento, coletadas pela Estação Meteorológica de Itumbiara, que localiza-se no município de

Itumbiara, em Goiás, na bacia do rio Paranaíba, e, geograficamente, na Latitude S 18°25’11‖,

Longitude O 49°13’03‖, à altitude de 449 m, para o período de 14 de julho de 2003 a 31 de

julho de 2009; ao volume útil médio mensal do reservatório da usina, para o período de 2003

a 2009; e às vazões naturais médias mensais, para o período de 1931 a 2007, oferecidos pelo

SIMEHGO e pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

112

Figura 44 – Complementaridade entre regimes eólico e hidrológico.

3.3.2.3.2 Usina Hidrelétrica de São Simão

A Usina Hidrelétrica de São Simão, localizada no rio Paranaíba e composta por seis

unidades em operação desde 1978, compreende a capacidade instalada de 1.710 MW,

correspondendo a 21,3% da capacidade instalada de empreendimentos hidráulicos no Estado.

Em 2008, registrou-se recorde de geração com a produção de 12.598,94 MWh, número que

representa a relevância da usina no cenário energético do país. O seu reservatório possui um

volume útil de 5,54 km³. Conforme a concessão expedida pela ANEEL, o nível máximo

operativo apresentado pela usina é de 401,00 m e o nível mínimo operativo é de 390,50 m,

sendo que constitui terreno desapropriado a faixa compreendida entre estas cotas. A barragem

apresenta comprimento total de 3.600,00 m e altura máxima de 127,00 m (CEMIG, 2009).

A figura 45 apresenta a complementaridade entre os regimes eólico e hidrológico

observada na região analisada. A análise fundamenta-se em dados referentes às velocidades

médias do vento, coletadas pela Estação Meteorológica da Usina Foz do Rio Claro, que

localiza-se no município de São Simão, em Goiás, na bacia do rio Paranaíba, e,

geograficamente, na Latitude S 19°07’20‖, Longitude O 50°38’41‖, à altitude de 367 m, para

o período de 17 de outubro de 2008 a 31 de agosto de 2009; ao volume útil médio mensal do

reservatório, para o período de 2003 a 2009; e às vazões naturais médias mensais, para o

período de 1931 a 2007.


Velocidade média do vento Volume útil médio mensal

Vazão natural média mensal

113


3.3.2.3.3 Usina Hidrelétrica de Serra da Mesa

Localizada na Bacia do Rio Tocantins, a Usina Hidrelétrica de Serra da Mesa

configura-se como uma unidade geradora de grande importância no panorama energético

brasileiro e como a primeira impressão do capital privado em geração energética. As três

unidades de geração, quando em operação simultânea, produzem 1.275 MW, que

correspondem a mais de 15,9% da geração de energia elétrica total do Estado de Goiás por

usinas hidrelétricas e a 6.300 GW/ano de ganhos energéticos para o sistema interligado. Em

consequência de sua capacidade de geração e localização, a Usina Hidrelétrica de Serra da

Mesa é indispensável ao atendimento do mercado de energia elétrica do Sistema Interligado

Sul/ Sudeste/ Centro-Oeste e responsável pela ligação entre este e o sistema Norte/ Nordeste

(FURNAS).

O reservatório possui um volume total de 54,40 km³, sendo o volume útil de 43,25

km³. O nível máximo de armazenamento é de 460,00 m, chegando a 461,50 m no período da

cheia, ou maximorum, sendo que, para operação, o nível deve ser de, no mínimo, 417,30 m.

Na estrutura de concreto, a tomada d’água apresenta três comportas, cuja altura d’água sobre

a soleira é de 61,18 m, apresentando dimensões de 7,65 m de largura e 9,13 m de altura. O

vertedouro possui uma vazão máxima de 15.000 m³/s, sendo cinco comportas, cujas

dimensões são de 15 m de largura, 20,4 m de altura e 19 m de raio. A casa de força, que




114

possui três unidades de geração, é subterrânea, apresentando dimensões de 29,20 m de

largura, 137,00 m de comprimento e 69,80 m de altura máxima (FURNAS).

A potência nominal é de 1.275 MW, a 60 Hz e tensão de 15 kV. As turbinas são do

tipo francis de eixo vertical, com diâmetros superior e inferior de 5.847,80 mm e 6.460,82

mm, respectivamente. Os dez transformadores, designados para operação e reserva e cuja

relação de transformação é 15/500kV, são monofásicos e possuem capacidade total em

operação de 1.418,40 MVA (FURNAS).

A análise de complementaridade, mostrada na figura 46, entre os regimes eólico e

hidrológico fundamenta-se em dados referentes às velocidades médias do vento, coletadas

pela Estação Meteorológica de Minaçu, que localiza-se no município de Minaçu, em Goiás,

na bacia do rio Tocantins, e, geograficamente, na Latitude S 13°24’00‖ e Longitude O

48°03’00‖, à altitude de 343 m, para o período de 6 de setembro de 2003 a 24 de setembro de

2009; ao volume útil médio mensal do reservatório, para o período de 2003 a 2009; e às

vazões naturais médias mensais, para o período de 1931 a 2007.





4 ESTUDO DE SENSIBILIDADE DE UM PARQUE EÓLICO

4.1 A CURVA DE PERMANÊNCIA

Para aplicações que envolvem a resolução de problemas de recursos hídricos, a curva

de permanência é um gráfico representativo relativo a uma série histórica e amplamente

utilizado para relacionar a vazão média e a probabilidade de ocorrência de valores de vazões

maiores ou iguais aos apresentados no eixo das ordenadas. Em virtude disto, pode ser

considerada um hidrograma em que as vazões são dispostas em ordem de magnitude,

permitindo a visualização da potencialidade natural do rio e a determinação da vazão mínima

e do grau de permanência de qualquer vazão.

Para fim de geração de energia elétrica, a energia primária de uma usina hidrelétrica

corresponde ao potencial disponível para vazões entre 90% e 100% do tempo. Por outro lado,

para caracterização dos períodos de estiagem, considera-se geralmente a permanência de 95%,

que se institui de mesma forma como estimador de energia firme. Dentre as aplicações da

curva de permanência, destaca-se a avaliação econômica de PCHs, a navegação de rios e as

condições de variabilidade ambiental de um rio.

Fundamentada no princípio descrito de formulação de curvas de permanência e em

dados fornecidos pelo ONS, referentes à vazão natural dos reservatórios das Usinas

Hidrelétricas de Itumbiara, São Simão e Serra da Mesa e determinados para o período de maio

de 1931 a abril de 2005, a figura 47 apresenta as curvas de permanência relativas à geração

média de energia elétrica (MWmédio) em função do valor percentual de frequência de

ocorrência (%).

116

Figura 47 – Curvas de permanência das Usinas Hidrelétricas de Itumbiara, São Simão e Serra da Mesa.

4.2 O SOFTWARE RETSCREEN

O Centro de Suporte de Decisão de Energia Limpa RETScreen International objetiva

capacitar os empreendedores, os tomadores de decisão e a indústria para a implementação de

projetos de energia renovável e eficiência energética. Amparado por este intuito, desenvolve

ferramentas que possibilitam a redução do custo decorrente dos estudos preliminares de

viabilidade, difunde conhecimento e informações e oferece treinamento e suporte técnico,

melhorando as análises de viabilidade técnica e financeira de projetos.

Disponibilizado aos usuários sem custos, o software RETScreen de análise de

projetos de energia limpa é uma ferramenta designada para suporte à decisão; avaliação da

produção e economia de energia elétrica, dos custos referentes ao tempo de vida útil do

empreendimento e da redução das emissões de gases de efeito estufa; e análise financeira e de

risco para vários tipos de tecnologia eficientes ou renováveis. O software ainda dispõe de um

banco de dados anualmente atualizado, resultado da contribuição de especialistas, empresas e

universidades e que contém informações relativas a produtos, variáveis de custos e dados

meteorológicos oriundos de 1.000 estações de monitoramento terrestres e fornecidos por

satélites da Administração Nacional do Espaço e da Aeronáutica (National Aeronautics and

Space Administration – NASA).

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

0 11 23 34 45 56 68 79 90

Po

tên

cia

(MW

mé

dio

)

%

ITUMBIARA SÃO SIMÃO SERRA DA MESA

117

O software, a fim de elaborar um estudo preliminar de viabilidade de um

empreendimento eólico, requer dados fornecidos pelo próprio empreendedor. Dentre estes,

destacam-se a disponibilidade do recurso energético no local apurado; o desempenho do

equipamento, representado pela curva de potência da turbina eólica; o custo inicial do projeto,

referente a estudos de viabilidade, negociações de desenvolvimento, projeto de engenharia,

equipamentos, instalações e infra-estrutura e demais custos adicionais; os custos regulares e

periódicos do projeto; o preço final da energia gerada pelo empreendimento; os créditos de

carbono do sistema elétrico de referência ou convencional; os créditos ambientais ou

subsídios; os dados do financiamento, como relação e extensão da dívida e a taxa de juros

aplicada; os impostos cobrados sobre equipamentos e receitas; e as definições do tomador de

decisão sobre custo efetivo, como período de retorno, taxa interna de retorno4 (TIR), valor

presente líquido5 (VPL) e custos de produção de energia.

4.3 EXTRAPOLAÇÃO DA VELOCIDADE DO VENTO

Segundo a Nota Técnica PRE 01/2009-r0, resultante de estudos realizados pela EPE

e pelo MME, o valor numérico do potencial eólico brasileiro deve ser consideravelmente

ampliado em virtude do aumento das torres dos aerogeradores e consequente aumento da

velocidade do vento à altura do eixo do rotor da turbina. Um exemplo disto, que não deve ser

generalizado, mas que será utilizado como parâmetro de referência para este estudo, é a

extrapolação do potencial eólico do Rio Grande do Sul de 15,8 GW, a 50 m de altura, para

115,2 GW, a 100 m de altura. Sabe-se que a potência extraída pela turbina eólica, expressa

pela equação 19, corresponde à velocidade do vento por uma relação direta e cúbica. Sendo

assim, o aumento do potencial eólico apresentado pelo Estado de referência implica em

aumento de 93,9% da velocidade do vento a altura de 50 m, considerando que as demais

variáveis permanecem constantes. Nota-se que o coeficiente de Betz deveria ser apreciado,

mas, por falta de dados relativos à velocidade do vento na região de análise, para este estudo,

foi necessário desconsiderá-lo.

Os dados oferecidos pela NASA e pelo software RETScreen apresentam velocidade

média anual do vento de 3,0 m/s, a 10 m de altura, como mostrado na tabela 30, para a cidade

de Morrinhos, em Goiás, apresentada na figura 48, enquanto que o Atlas do Potencial Eólico

Brasileiro (CEPEL, 2001) apresenta o valor de velocidade média anual do vento de,

4 Taxa necessária para igualar o valor de investimento com seus respectivos retornos futuros ou saldos de caixa.

5 Valor, no tempo presente, de qualquer valor futuro ou série de pagamentos ou recebimentos futuros.

118

aproximadamente, 6,5 m/s para uma região compreendida aos limites da cidade, como

mostrado na figura 49. Nota-se que o aumento relativo apresentado pela comparação entre

estes dois valores é de 116,7%. Para este estudo, usar-se-á o fator de multiplicação de 3,25,

considerando, portanto, um aumento de 116,7% da velocidade do vento de 10 m para 50 m de

altura e de apenas 50% da velocidade do vento a 50 m para 100 m de altura.

Tabela 30 - Extrapolação da velocidade do vento (m/s).

Mês RETScreen Atlas do Potencial Eólico Brasileiro Aumento de 50%

10 m 50 m 100 m

Janeiro 2,96 6,40 9,61

Fevereiro 3,29 7,12 10,68

Março 2,95 6,38 9,57

Abril 2,93 6,34 9,51

Maio 2,93 6,34 9,51

Junho 2,92 6,32 9,48

Julho 2,92 6,32 9,48

Agosto 2,94 6,36 9,54

Setembro 2,99 6,47 9,70

Outubro 3,07 6,64 9,96

Novembro 3,08 6,66 10,00

Dezembro 3,07 6,64 9,96

Média Anual 3,00 6,50 9,75

2,167

1,50

Fator de Multiplicação 3,25

Figura 48 – Localização do município de Morrinhos-GO.

(Fonte: http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Goias_MesoMicroMunicip.svg).

http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Goias_MesoMicroMunicip.svg

119

Figura 49 – Potencial Eólico do Estado de Goiás.


4.4 TURBINA EÓLICA

Um banco de dados de produtos relativo a fabricantes e modelos variados é

disponibilizado pelo software RETScreen. O modelo selecionado, E-70/2.300 kW, é da

fabricante ENERCON e comercializado, no Brasil, pela empresa Wobben Windpower,

subsidiária da primeira. A escolha do aerogerador fundamenta-se na presença, no Brasil, de

fábricas de turbinas eólicas da empresa ENERCON, que atendem aos índices de

nacionalização acima de 60%; na disponibilidade para o mercado brasileiro de somente três

modelos, E-44/900 kW, E-48/800 kW e E-70/2.300 kW, segundo o Departamento de Vendas

da empresa (Wobben Wind Power, 2009); e na utilização deste modelo específico nos

Parques Eólicos de Osório, referência nacional no setor de energia eólica.

Os dados da turbina eólica são apresentados na tabela 31 e no ANEXO C. A tabela

32 mostra os dados da curva de potência do equipamento, em kW, e os dados da curva de

energia, em MWh, relativos às respectivas velocidades do vento.

120

Tabela 31 – Dados da turbina eólica.

Capacidade de potência por turbina kW 2.000,0

Fabricante Enercon

Modelo ENERCON - 70 - 113m

Altura do centro m 113,0 (9,8 m/s)

Diâmetro do rotor por turbina m 71

Área de varredura por turbina m² 3.959

Dado da curva de energia

Padrão

Fator de forma k

2,0

Fonte: RETScreen.

Tabela 32 – Dados da curva de potência e da curva de energia.

Velocidade do Vento Curva de potência Curva de energia

m/s kW MWh

0 0,0

1 0,0

2 2,0

3 18,0 442,1

4 56,0 1.176,8

5 127,0 2.335,1

6 240,0 3.788,4

7 400,0 5.341,1

8 626,0 6.840,3

9 892,0 8.202,6

10 1.223,0 9.392,9

11 1.590,0 10.399,2

12 1.830,0 11.218,0

13 1.950,0 11.851,1

14 2.050,0 12.305,5

15 2.050,0 12.594,3

16 2.050,0

17 2.050,0

18 2.050,0

19 2.050,0

20 2.050,0

21 2.050,0

22 2.050,0

23 2.050,0

24 2.050,0

25 - 30 2.050,0

Fonte: RETScreen.

A partir dos dados da tabela 32, pode, por meio de interpolação polinomial, como

mostrado na figura 50, se encontrar o valor da potência gerada para os valores médios

mensais da velocidade determinados. O polinômio de sétimo grau resultante da interpolação é

121

expresso pela equação 24, onde P é a potência gerada, em kW, e u a velocidade do vento, em

m/s. A tabela 33 apresenta os valores da potência para cada valor de velocidade.

P = 0,000686 ∗ u7 − 0,0306 ∗ u6 + 0,506 ∗ u5 − 3,97 ∗ u4 + 17 ∗ u3 − 30,1 ∗ u2 + 16,8 ∗ u + 0,16 (24)

Figura 50 – Gráfico da curva de potência da turbina eólica e interpolação polinomial da curva (MATLAB).

Tabela 33 – Potência gerada pela turbina eólica selecionada.

Mês Velocidade do vento a 100 m Potência

m/s kW

Janeiro 9,61 1.171,72

Fevereiro 10,68 1.574,91

Março 9,57 1.159,84

Abril 9,51 1.136,18

Maio 9,51 1.136,18

Junho 9,48 1.124,42

Julho 9,48 1.124,42

Agosto 9,54 1.147,99

Setembro 9,70 1.207,58

Outubro 9,96 1.304,48

Novembro 10,00 1.316,70

Dezembro 9,96 1.304,48

4.5 COMPLEMENTARIDADE EÓLIO-HIDROLÓGICA

Para uma análise inicial, considerar-se-á, no período de estiagem, caracterizado pela

permanência de 95%, complementaridade por energia eólica de 5%, 3%, 2% e 1%. A tabela

34 apresenta a potência, em MWmédio, necessária para complementar cada intervalo

percentual, de 0,11%, para cada usina hidrelétrica e percentual de complementaridade. Os

valores apresentados ao final dessa tabela indicam a potência total, em MWmédio, requisitada

para complementar os percentuais sugeridos, de 5%, 3%, 2% e 1%, para cada central.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 150

500

1000

1500

2000

2500

y = 0.000686*x7 - 0.0306*x6 + 0.506*x5 - 3.97*x4 + 17*x3 - 30.1*x2 + 16.8*x + 0.16

Curva de potência

Polinômio de sétimo grau

122

Tabela 34 – Complementaridade de 5%, 3%, 2% e 1% (MWmédio).

%

Complementaridade de 5% Complementaridade de 3% Complementaridade de 2% Complementaridade de 1%

Itumbiara São

Simão Serra da

Mesa Itumbiara

São Simão

Serra da Mesa

Itumbiara São

Simão Serra da

Mesa Itumbiara

São Simão

Serra da Mesa

95,05 0,16 0,01 0,14

95,16 0,39 0,14 0,33

95,27 0,54 0,47 0,40

95,38 0,86 0,75 0,43

95,50 1,17 1,02 0,44

95,61 1,29 2,05 0,51

95,72 1,67 3,72 0,60

95,83 2,42 4,67 0,81

95,95 2,94 5,14 1,00

96,06 3,12 6,26 1,10

96,17 3,66 7,29 1,36

96,28 4,30 7,74 1,52

96,40 5,04 8,14 1,56

96,51 6,21 8,39 1,60

96,62 7,11 9,48 1,63

96,73 7,64 10,78 1,66

96,85 8,64 11,03 1,70

96,96 9,93 11,09 1,74

97,07 10,51 11,36 1,78 0,03 0,25 0,01

97,18 10,57 11,65 1,80 0,10 0,54 0,02

97,30 10,66 12,11 1,86 0,19 1,00 0,09

97,41 10,87 12,58 2,06 0,40 1,47 0,29

97,52 11,72 13,86 2,26 1,25 2,75 0,48

97,64 12,44 15,35 2,40 1,97 4,24 0,62

97,75 12,87 16,11 3,02 2,40 4,99 1,24

97,86 13,32 16,94 4,32 2,85 5,83 2,54

97,97 13,77 17,56 5,42 3,30 6,44 3,65

98,09 14,62 18,22 6,33 4,15 7,11 4,55 0,43 0,41 0,58

98,20 15,06 18,68 7,93 4,59 7,57 6,15 0,86 0,87 2,17

98,31 15,18 18,82 8,96 4,71 7,71 7,18 0,99 1,01 3,21

98,42 15,29 19,42 8,97 4,82 8,31 7,20 1,10 1,61 3,22

98,54 15,31 20,00 9,05 4,84 8,89 7,28 1,11 2,19 3,30

98,65 15,49 20,67 9,17 5,02 9,56 7,39 1,30 2,86 3,42

98,76 15,69 22,15 9,22 5,22 11,04 7,45 1,50 4,34 3,47

98,87 15,75 23,05 9,32 5,27 11,94 7,54 1,55 5,24 3,56

98,99 15,78 24,84 9,43 5,31 13,73 7,65 1,59 7,03 3,67

99,10 15,82 26,94 9,64 5,35 15,83 7,86 1,62 9,13 3,88 0,01 0,34 0,18

99,21 15,91 27,37 9,94 5,44 16,26 8,16 1,72 9,56 4,19 0,10 0,77 0,48

99,32 16,13 28,01 10,21 5,66 16,90 8,43 1,93 10,20 4,46 0,32 1,41 0,75

99,44 16,32 29,98 10,55 5,85 18,87 8,77 2,13 12,17 4,80 0,52 3,38 1,09

99,55 16,41 31,50 10,77 5,94 20,39 8,99 2,22 13,68 5,02 0,61 4,90 1,31

99,66 16,54 31,86 11,07 6,07 20,75 9,29 2,34 14,04 5,31 0,73 5,26 1,61

99,77 16,67 34,47 14,77 6,20 23,36 13,00 2,48 16,66 9,02 0,87 7,87 5,31

99,89 16,86 38,66 18,42 6,39 27,55 16,64 2,66 20,85 12,66 1,05 12,06 8,95

100,00 17,01 41,20 25,11 6,54 30,09 23,34 2,82 23,39 19,36 1,20 14,60 15,65

459,68 701,57 242,32 109,86 303,37 175,81 30,35 155,22 95,31 5,42 50,58 35,33

123

A fim de determinar o número de turbinas eólicas necessárias para a

complementaridade, os valores das potências totais devem ser divididos pela potência mínima

gerada por turbinas eólicas submetidas às condições de vento específicas a este estudo.

Considerando os valores de potência gerada para cada velocidade média mensal fornecida,

nota-se que a pior ocorrência dá-se nos meses de junho e julho, apresentando geração de

1.124,42 MW. Assim, variando a velocidade média anual do vento em -10%, -5%, +5% e

+10% e aplicando a equação polinomial de sétimo grau encontrada anteriormente para

determinar a potência mínima gerada (kW) pelo modelo de turbina selecionado, o número de

aerogeradores necessários é apresentado pela tabela 35.

Tabela 35 – Número de aerogeradores necessários para complementaridade.

Variação

Velocidade

média

anual (m/s)

Potência

mínima

gerada

(kW)

Número de Turbinas Eólicas

5% 3% 2% 1%

(1) (2) (3) (1) (2) (3) (1) (2) (3) (1) (2) (3)

-10% 8,78 803,62 572 873 302 137 378 219 38 193 119 7 63 44

-5% 9,26 957,92 480 732 253 115 317 184 32 162 99 6 53 37

0% 9,75 1.125,42 408 623 215 98 270 156 27 138 85 5 45 31

+5% 10,24 1.299,60 354 540 186 85 233 135 23 119 73 4 39 27

+10% 10,73 1.479,05 311 474 164 74 205 119 21 105 64 4 34 24

(1) Itumbiara

(2) São Simão

(3) Serra da Mesa

Nota-se, primeiramente, que variações da velocidade do vento inplicam em variação

do número de turbinas requisitadas e, portanto, dos custos do empreendimento. Esta

observação ressalta a relevância do estudo de viabilidade de um empreendimento eólico,

sendo que às medições anemométricas deve se dar atenção especial. Considerando apenas os

valores para a velocidade média anual de 9,75 m/s, nota-se que, para valores de

complementaridade de 5% e 3%, o número de turbinas eólicas é muito expressivo. Isto

ocasiona a necessidade de grandes áreas que condigam com as especificidades de um parque

eólico e o consequente aumento dos custos de instalação, operação e manutenção, relativos,

por exemplo, ao arrendamento do uso do terreno.

A partir de análise dos dados da tabela 35, determinou-se que o presente estudo

objetivará propor a complementaridade de 2% da geração da Usina Hidrelétrica de Itumbiara,

compreendendo um acréscimo de 60 MW ao sistema interligado nacional de energia elétrica,

com a implementação de trinta turbinas eólicas em região compreendida pelo município de

Morrinhos, em Goiás. A figura 51 mostra a curva de permanência da geração da Usina

124

Hidrelétrica de Itumbiara após a complementaridade. Nota-se que, graficamente, a

complementação da geração da usina pode parecer inexpressiva, mas se for considerado que a

potência a 100% do tempo passará de 181,09 MWmédio para 198,67 MWmédio após a

complementação, compreende a um aumento de 9,71% da geração a 100% do tempo, que é

um valor considerável.

Figura 51 – Curva de permanência da Usina Hidrelétrica de Itumbiara após complementaridade.

4.6 ANÁLISE UTILIZANDO O SOFTWARE RETSCREEN

4.6.1 Planilha Iniciar

A tabela 36, adaptada do software RETScreen, apresenta os dados fornecidos

inicialmente e os dados climáticos referentes ao município determinado para estudo. O

método de análise será o método 2, que, além das análises de emissões e financeira, presentes,

de mesma forma, no método 1, corrobora com as análises de custos e risco, incluindo análise

de sensibilidade.

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

0 6 11 17 23 28 34 40 45 51 56 62 68 73 79 85 90 96

Po

tên

cia

(MW

mé

dio

)

%

Complementaridade ITUMBIARA

125

Tabela 36 – Planilha Iniciar e dados climáticos referentes à Morrinhos-GO.

Informações sobre o projeto

Nome do Projeto Parque Eólico de Morrinhos

Localização do Projeto Morrinhos-GO

Preparado para Projeto Final em Engenharia Elétrica

Preparado por Fernanda Valoes das Neves/ Thiago de Lima Muniz

Tipo de projeto Produção de eletricidade

Tecnologia Turbina eólica

Tipo de grid Rede Central

Tipo de análise Método 2

Poder calorífico de referência Poder calorífico superior (PCS)

Idioma Portuguese - Português

Manual do usuário English - Anglais

Moeda Rs

Unidades Unidades métricas

Condições de Referência do site

Localização dos dados climáticos Morrinhos

Un

ida

de

Lo

cali

zaçã

o

do

s d

ad

os

clim

áti

cos

Lo

cali

zaçã

o

do

Pro

jeto

Latitude ˚N -17,7 -17,7

Longitude ˚E -49,1 -49,1

Elevação m 682 682

Temperatura para projeto de aquecimento °C 16,4

Temperatura para projeto de refrigeração °C 32,5

Amplitude da Temperatura do Solo °C 14,2

Mês

Tem

per

atu

ra

do

Ar

Um

idad

e

rela

tiv

a

Ra

dia

ção

sola

r d

iári

a -

ho

rizo

nta

l

Pre

ssã

o

Atm

osf

éric

a

Vel

oci

da

de

do

Ven

to

Tem

per

atu

ra

do

So

lo

Gra

us-

dia

men

sal

p/

aq

uec

imen

to

Ref

rig

era

ção

gra

us-

dia

s

°C % kWh/m²/d kPa m/s °C °C-d °C-d

Janeiro

24,1 74,0% 5,50 93,5 3,0 24,9 0 436

Fevereiro

24,2 71,3% 5,68 93,6 3,3 25,2 0 398

Março

24,0 72,3% 5,26 93,6 3,0 24,8 0 433

Abril

24,0 64,2% 5,34 93,7 2,9 24,7 0 419

Maio

22,9 54,2% 4,88 93,8 2,9 23,8 0 400

Junho

22,2 44,5% 4,74 94,0 2,9 23,3 0 366

Julho

23,0 39,7% 4,96 94,0 2,9 24,9 0 404

Agosto

25,2 37,5% 5,52 93,9 2,9 28,0 0 471

Setembro

27,1 42,0% 5,63 93,6 3,0 30,1 0 514

Outubro

26,1 57,7% 5,67 93,5 3,1 28,5 0 499

Novembro

24,4 71,2% 5,48 93,5 3,1 25,8 0 432

Dezembro

24,1 74,5% 5,31 93,5 3,1 25,1 0 437

Anual

24,3 58,5% 5,33 93,7 3,0 25,7 0 5.209

Medido a m

10,0 0,0

Fonte: RETScreen.

126

4.6.2 Planilha de Modelo Energético

Na planilha de Modelo Energético, o software RETScreen oferece três métodos de

avaliação para o modelo energético definido. O método 3 possibilita a variação da velocidade

do vento e a consequente variação da energia elétrica gerada e exportada para a rede central

decorrente do tipo de turbina eólica e sua curva de potência, das perdas relativas ao painel e

ao aerofólio, de perdas diversas e da disponibilidade de vento.

Definido que a turbina eólica será da fabricante ENERCON, modelo E-70, potência

nominal de 2.000 kW e altura da torre de 113 m; que o parque eólico será composto por 30

turbinas, como já citado; e que o fator de utilização será resultante da determinação de 5%

para perdas e de 70% para disponibilidade, a energia elétrica exportada para a rede será como

apresentado pelas tabelas 37, 38, 39, 40 e 41, adaptadas do software RETScreen, em que os

valores de velocidade do vento mensais foram variados conforme apresentado na tabela 35.

Tabela 37 – Avaliação dos recursos para velocidade média de 8,78 m/s.

Mês Velocidade do Vento Morrinhos Preço eletricidade exportada Eletricidade exportada para rede

m/s m/s Rs/MWh MWh

Janeiro

8,7 3,0 189,0 12.098

Fevereiro

9,6 3,3 189,0 12.636

Março

8,6 3,0 189,0 12.049

Abril

8,6 2,9 189,0 11.550

Maio

8,6 2,9 189,0 11.997

Junho

8,5 2,9 189,0 11.599

Julho

8,5 2,9 189,0 11.955

Agosto

8,6 2,9 189,0 11.977

Setembro

8,7 3,0 189,0 11.785

Outubro

9,0 3,1 189,0 12.697

Novembro

9,0 3,1 189,0 12.410

Dezembro

9,0 3,1 189,0 12.776

Anual

8,8 3,0 189,0 145.528

Medido a m 100,0 10,0

Fonte: RETScreen.

127



m/s m/s Rs/MWh MWh

Janeiro

9,1 3,0 189,0 13.086

Fevereiro

10,2 3,3 189,0 13.494

Março

9,1 3,0 189,0 13.042

Abril

9,0 2,9 189,0 12.521

Maio

9,0 2,9 189,0 13.006

Junho

9,0 2,9 189,0 12.585

Julho

9,0 2,9 189,0 12.971

Agosto

9,1 2,9 189,0 12.974

Setembro

9,2 3,0 189,0 12.718

Outubro

9,5 3,1 189,0 13.625

Novembro

9,5 3,1 189,0 13.310

Dezembro

9,5 3,1 189,0 13.710

Anual

9,3 3,0 189,0 157.040

Medido a m 100,0 10,0

Fonte: RETScreen.



m/s m/s Rs/MWh MWh

Janeiro

9,6 3,0 189,0 13.981

Fevereiro

10,7 3,3 189,0 14.254

Março

9,6 3,0 189,0 13.935

Abril

9,5 2,9 189,0 13.380

Maio

9,5 2,9 189,0 13.898

Junho

9,5 2,9 189,0 13.449

Julho

9,5 2,9 189,0 13.862

Agosto

9,6 2,9 189,0 13.864

Setembro

9,7 3,0 189,0 13.586

Outubro

10,0 3,1 189,0 14.547

Novembro

10,0 3,1 189,0 14.207

Dezembro

10,0 3,1 189,0 14.638

Anual

9,8 3,0 189,0 167.601

Medido a m 100,0 10,0

Fonte: RETScreen.

128



m/s m/s Rs/MWh MWh

Janeiro

10,1 3,0 189,0 14.847

Fevereiro

11,2 3,3 189,0 14.953

Março

10,1 3,0 189,0 14.809

Abril

10,0 2,9 189,0 14.240

Maio

10,0 2,9 189,0 14.791

Junho

10,0 2,9 189,0 14.314

Julho

10,0 2,9 189,0 14.753

Agosto

10,0 2,9 189,0 14.744

Setembro

10,2 3,0 189,0 14.397

Outubro

10,5 3,1 189,0 15.333

Novembro

10,5 3,1 189,0 14.968

Dezembro

10,5 3,1 189,0 15.429

Anual

10,2 3,0 189,0 177.578

Medido a m 100,0 10,0

Fonte: RETScreen.



m/s m/s Rs/MWh MWh

Janeiro

10,6 3,0 189,0 15.604

Fevereiro

11,8 3,3 189,0 15.572

Março

10,5 3,0 189,0 15.564

Abril

10,5 2,9 189,0 14.966

Maio

10,5 2,9 189,0 15.546

Junho

10,4 2,9 189,0 15.055

Julho

10,4 2,9 189,0 15.517

Agosto

10,5 2,9 189,0 15.496

Setembro

10,7 3,0 189,0 15.131

Outubro

11,0 3,1 189,0 16.113

Novembro

11,0 3,1 189,0 15.726

Dezembro

11,0 3,1 189,0 16.213

Anual

10,7 3,0 189,0 186.503

Medido a m 100,0 10,0

Fonte: RETScreen.

O preço da eletricidade exportada foi fixado em 189,00 R$/MWh, preço teto inicial

para submissão de lance segundo Edital do Leilão de Contratação de Energia de Reserva

publicado pela ANEEL e aprovado em reunião pública em 10 de novembro de 2009, e os

valores de perdas e disponibilidade foram sugeridos de forma a garantir que o fator de

utilização fosse semelhante ao apresentado pelos Parques Eólicos de Osório, de 30%. A

síntese dos dados é mostrada na tabela 42. A partir destes, pode se observar que a variação do

129

valor de eletricidade exportada para a rede diverge da variação da velocidade do vento, não

constituindo, portanto, relação linear. Além disto, infere-se que o sistema é mais sensível às

variações negativas, se comparado a um mesmo valor de variação, mas positiva, como

mostrado. Nota-se que as variáveis fator de utilização, produção de energia bruta por turbina e

rendimento específico por turbina apresentam, de mesma forma, as variações sofridas pelo

valor de eletricidade exportada.

Tabela 42 – Resumo dos dados da Planilha de Modelo Energético.

Velocidade média

anual

Eletricidade

Exportada para a rede Fator de

Utilização

Produção de

Energia Bruta

por Turbina

Coeficiente de

Perdas por

Turbina

Rendimento

Específico por

Turbina

m/s Variação MWh Variação MWh kWh/m²

8,78 -10% 145.528 -13,17% 27,7% 4.851 0,69 840

9,26 -5% 157.040 -6,30% 29,9% 5.235 0,69 907

9,75 0% 167.601 0,00% 31,9% 5.587 0,69 968

10,24 5% 177.578 5,95% 33,8% 5.919 0,69 1.025

10,73 10% 186.503 11,28% 35,5% 6.217 0,69 1.077

4.6.3 Planilha de Análise de Custos

4.6.3.1 Custos Iniciais

As características intrínsecas a cada empreendimento eólico definem a distribuição

dos custos dos mesmos, sendo que, portanto, cada projeto deve ser averiguado como um

estudo de caso particular. Nota-se que as etapas dos cometimentos apresentam uma faixa

percentual de participação bem definida no custo total de projeto e que a dimensão do parque

eólico exerce forte influência sobre a participação de cada etapa na distribuição dos custos.

Parques eólicos são considerados de pequeno porte se apresentarem de duas a cinco turbinas.

A partir destes valores, descreve-se o parque eólico como sendo de médio/grande porte (Dutra

& Tolmasquim, 2003). Os custos iniciais de projetos em energia eólica são distribuídos

conforme a figura 52, em que cada etapa corrobora com os percentuais apresentados na tabela

43.

130

Figura 52 – Distribuição dos custos iniciais de um projeto eólico.

(Fonte: Dutra & Tolmasquim, 2003).

Tabela 43 – Custos iniciais de projetos em energia eólica.

Categoria de custos iniciais do

projeto

Fazenda eólica de médio/grande porte

(%)

Fazenda eólica de pequeno porte

(%)

Estudo de viabilidade < 2 1 - 7

Negociações de desenvolvimento 1 - 8 4 - 10

Projeto de engenharia 1 - 8 1 - 5

Custo de equipamentos 67 - 80 47 - 71

Instalações e infra-estrutura 17 - 26 13 - 22

Diversos 1 - 4 2 - 15

Fonte: RETSCREEN, 2000 apud Dutra & Tolmasquim (2003).

Dutra & Tolmasquim (2003) abordam os custos iniciais de um projeto eólico

considerando os custos das turbinas, que representa o maior percentual de participação e,

logo, a contribuição mais significativa nas despesas do empreendimento; os custos referentes

a importação de equipamentos, como custos de frete e seguro e impostos devidos à transação

comercial; e despesas adicionais iniciais de projeto, como o levantamento do potencial eólico,

a instalação e a infra-estrutura. A tabela 44 apresenta os resultados obtidos relativos aos

custos de turbinas eólicas praticados na Alemanha no final de dezembro de 1999, sendo que

os valores de conversão para as moedas Dólar comercial e Real foram atualizados e

Estudo de Viabilidade

• Investigação de locais

• Avaliação do potencial eólico

• Avaliação ambiental

• Projetos preliminares

• Detalhamento dos custos

• Relatórios

• Projeto gerencial

• Viagens

• Outros

Negociações de Desenvolvimento

• Power Purchase Agreement

• Permissões e aprovações

• Direito ao uso da terra

• Projeto de financiamento

• Suporte legal e contábil

• Viagens

• Outros

Projeto de Engenharia

• Estudo de micro-siting

• Projeto mecânico

• Projeto elétrico

• Projeto de obras civis

• Orçamentos e contratos

• Supervisão de construção

• Outros

Custo de Equipamentos

• Turbinas eólicas

• Reservas de custo

• Transporte

• Outros

Instalações e Infra-estrutura

• Fundações

• Instalação

• Construção de vias

• Construção de linhas de transmissão

• Outros

Diversos

• Treinamento

• Contingências

• Outros

131

conferidos em 20 de novembro de 2009. Considerou-se, então, Imposto de Importação (II) de

3% sobre o custo CIF6 e Imposto sobre Produtos Importados (IPI) de 5% sobre o custo CIF.

Utilizou-se o valor máximo previsto de 18% de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e

Serviços (ICMS), decorrente da incidência de IPI sobre o equipamento. Nota-se que esses

resultados podem sofrer variações em relação às atuais condições de custos de projeto.

Tabela 44 – Estimativa de custo de turbinas eólicas.

Potência Nominal (kW) Custo de turbinas eólicas

R$/kW 10³ DM 10³ €¹ 10³ US$² 10³ R$³

200 418 214 316,9 550,5 2.753

250 430 220 326,0 566,3 2.265

300 595 304 451,2 783,7 2.612

500 848 434 643,0 1.116,9 2.234

750 1.178 602 893,2 1.551,5 2.069

660 1.140 583 864,4 1.501,5 2.275

1.300 2.110 1.079 1.599,9 2.779,0 2.138

1.500 3.005 1.536 2.278,5 3.957,8 2.639

1.500 2.850 1.457 2.161,0 3.753,7 2.502

¹ DM: Marco Alemão (Deutsche Mark). DM$1,95583 = €1,00 (como determinado em 31/12/1998).

² € 1,00 = US$ 1,483 (20/11/2009).

³ US$ 1,00 = R$ 1,737 (20/11/2009).

Utilizando-se os dados da tabela e por interpolação polinomial, pode se encontrar um

valor para o custo de uma turbina eólica cuja potência nominal é 2.000 kW. Com base nos

dados de custos reais referentes à tabela 44, encontra-se uma função polinomial, cuja

expressão é dada pela equação 25, que descreve o comportamento do custo em função da

potência nominal da turbina. Conclui-se que, para uma turbina eólica de 2.000 kW, o custo

apresentado por cada unidade de potência instalada é de R$ 3.560,00.

Cturbina = 0,00118 ∗ Pnominal2 − 2,08 ∗ Pnominal + 3.000 (25)

O valor apresentado não está em total discordância com dados reais e atuais. O custo

referente aos Parques Eólicos de Osório, cujos dados técnicos são mostrados na tabela 45, é

de 3.573,33 R$/kW se considerado percentual de participação dos custos com equipamentos

de 80%, configurado como pior caso para esta análise. Baseando-se nos valores apresentados,

considerar-se-á o custo referente a equipamentos de 3.573,33 R$/kW. Assim sendo, o custo

total relativo ao sistema de produção de eletricidade e às turbinas eólicas será de R$

6 Custo CIF corresponde à totalidade dos custos da turbina eólica no país de origem e dos custos de seguro

(Dutra & Tolmasquim, 2003).

132

214.399.800,00. O custo referente aos equipamentos, conforme apresentado na tabela 43, para

fazendas eólicas de médio/grande porte, como é o caso do estudo proposto de implantação de

trinta turbinas eólicas, varia de 67% a 80% do custo inicial total do empreendimento. Sendo

assim, considerar-se-á três cenários, apreciando custos adicionais iniciais de 20%, 27% e

33%, mostrados na tabela 46.

Tabela 45 – Dados técnicos dos Parques Eólicos de Osório.

Localização

Localização: Osório, RS (Brasil)

Altitude Média: 20 m.s.n.m

Aerogeradores

Tecnologia: E-70 E4

Altura do rotor: 100 m

Velocidade do rotor: 10-22 r.p.m.

Diâmetro do rotor: 70 m

Peso total do aerogerador: 915 Ton

Área de varredura: 3.960 m²

Potência nominal: 2 MW

Número de máquinas: 75

Potência Total

Parque Eólico Sangradouro: 50 MW

Parque Eólico Osório: 50 MW

Parque Eólico dos Índios: 50 MW

Produção Estimada 425 GW/ano

Emissões e consumos anuais evitados

Toneladas de petróleo (EPT): 36.550 Ton

Volume de Gás Natural: 41.252.889 m³

CO2 (efeito inverno): 148.325 Ton

Contaminantes (Sox, Nox, poeira e cinzas): 28.325 Ton

Inversão Total 670 Milhões

Fonte: Ventos do Sul.

Tabela 46 - Custos adicionais e total de custos de investimento.

Cenário Percentual Custos Adicionais Total de Custos de Investimento

1 20% R$ 53.599.950,00 R$ 267.999.750,00

2 27% R$ 79.298.556,00 R$ 293.698.356,00

3 33% R$ 105.599.901,00 R$ 319.999.701,00

4.6.3.2 Custo Anual

Segundo Dutra & Tolmasquim (2003), os custos anuais referentes à operação e

manutenção de um parque eólico, listados na figura 53, aglomeram, entre outros, despesas

com equipamentos, para reposição e prevenção, e com arrendamento do uso do terreno,

133

seguros e profissionais. Estes custos, que podem ser fornecidos pelos fabricantes de turbinas

eólicas, representam a maior parte dos custos despendidos anualmente para manutenção da

central eólica. A previsão para esses valores é feita para o período de vida útil do

equipamento, sendo este de 20 anos.

Figura 53 – Custo anual em operação e manutenção de projetos em energia eólica.

(Fonte: Dutra & Tolmasquim, 2003).

Segundo dados apresentados por Tolmasquim (2004) e reproduzidos no PNE 2030,

como mostrado na tabela 47, os custos anuais fixos (US$/kW) de operação e manutenção

podem ser descritos como uma função linear, expressa pela equação 26, em que são dados em

função do custo de instalação (US$/kW). A partir dessa equação, infere-se que os custos

anuais fixos de O&M requeridos por um empreendimento eólico cujo custo de instalação foi

de 2.057,18 US$/kW (3.573,33 R$/kW) são de 64,93 US$/kW (112,79 R$/kW), sendo,

portanto, US$3.895.800,00 (R$6.767.331,84).

Tabela 47 – Sumário dos custos referentes da energia eólica na Europa.

Parâmetros de Custo Unidade Categoria do Projeto

Barato Médio Caro

Custo de instalação* US$/kW 800 950 1.130

Período de construção meses 6 6 6

Amortização anos 20 20 20

Custos anuais de O&M

Fixos US$/kW 13,50 20,00 27,00

Variáveis US$/MWh 2,00 3,00 4,00

* Considerando ventos de 7 m/s na altura do rotor.

Fonte: Tolmasquim (2004), apud PNE 2030.

Canuais fixos = 0,0408 ∗ Cinstalação − 19 (26)

Com relação aos custos anuais variáveis de O&M, a equação 27 apresenta a função

linear que os representa. Considerando as gerações anuais referentes às variações de

Custos em O&M

•Manutenção preventiva nos equipamentos

•Manutenção nas linhas de transmissão

•Custos de uso da terra

•Custos gerais e administrativos

•Contingências

134

velocidade do vento, como mostrado anteriormente, os custos anuais variáveis serão como

mostrados na tabela 48. Os custos anuais de O&M correspondem aos valores da tabela 49.

Canuais variáveis = 0,00604 ∗ Panual − 2,8 (27)

Tabela 48 – Custos anuais variáveis (R$) de O&M.

Velocidade média anual Eletricidade Exportada para a rede Custo de Instalação Custos anuais variáveis

m/s MWh R$/MWh R$/MWh R$

8,78 145.528 3573,33 16,72 2.433.128,21

9,26 157.040 3573,33 16,72 2.625.600,94

9,75 167.601 3573,33 16,72 2.802.173,61

10,24 177.578 3573,33 16,72 2.968.982,20

10,73 186.503 3573,33 16,72 3.118.202,07

Tabela 49 – Custos anuais (R$) de O&M.

Velocidade média anual Custos anuais fixos Custos anuais variáveis Custos anuais

m/s R$ R$ R$ Variação

8,78 6.767.331,84 2.433.128,21 9.200.460,05 -3,86%

9,26 6.767.331,84 2.625.600,94 9.392.932,78 -1,85%

9,75 6.767.331,84 2.802.173,61 9.569.505,45 0,00%

10,24 6.767.331,84 2.968.982,20 9.736.314,04 1,74%

10,73 6.767.331,84 3.118.202,07 9.885.533,91 3,30%

Nota-se que os custos anuais apresentam menor variação se comparados aos valores

de geração de energia elétrica. Isto dá-se pois os custos anuais fixos, que representam a maior

parcela dos custos anuais, não dependem de valores de geração, mas da capacidade instalada

do parque eólico, de 60.000 kW neste estudo.

4.6.4 Planilha de Análise de Emissões

No que se refere à avaliação financeira de um empreendimento eólico, a Planilha de

Análise de Emissões dispõe a redução das emissões de gases de efeito estufa e a consequente

receita com a venda das RCEs no Mercado de Carbono. Validada por um grupo de

especialistas do Governo e da Indústria, a metodologia padronizada foi desenvolvida pelo

Departamento de Recursos Naturais do Canadá (Natural Resourses Canada – NRCan) com a

colaboração do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (United Nations

Environment Programme – UNEP), do Centro UNEP Riso de Energia, Clima e

Desenvolvimento Sustentável (UNEP Riso Centre on Energy Climate and Sustainable

Development – URC) e do Fundo Protótipo de Carbono (Prototype Carbon Fund – PCF) do

Banco Mundial.

135

O software RETScreen calcula a redução anual de emissão de gases de efeito estufa

para um projeto de energia limpa comparado a um sistema de caso de base. O Sistema

Elétrico de Referência para a análise é o sistema brasileiro relativo a todos os tipos de

combustíveis, incluindo gás natural, carvão e óleo vegetal. Para este estudo, em que o tipo de

análise empregada será o padrão, referente ao método 1, utilizar-se-á os valores padrões da

indústria e do IPCC para fatores de equivalência de dióxido de carbono (CO2) para gás

metano (CH4) e óxido nitroso (N2O). Para esta análise, os parâmetros necessários são fator de

emissão de gases de efeito estufa do SIN, desconsiderando as perdas relativas à transmissão e

distribuição da energia elétrica gerada e o percentual de perdas na transmissão e distribuição.

A tabela 50 apresenta o fator de emissão médio (tCO2/MWh) mensal do SIN correspondente

aos anos de 2006 a 2009, até o mês de setembro, segundo dados fornecidos pelo MCT (2009).

O valor médio apresentado nos últimos quatro anos é, portanto, de 0,0341 tCO2/MWh.

Tabela 50 – Fator de emissão médio (tCO2/MWh) mensal e anual.

Mês Ano

2006 2007 2008 2009

Janeiro 0,0322 0,0229 0,0584 0,0281

Fevereiro 0,0346 0,0195 0,0668 0,0237

Março 0,0337 0,0195 0,0599 0,0247

Abril 0,0275 0,0197 0,0453 0,0245

Maio 0,0317 0,0161 0,0459 0,0405

Junho 0,0306 0,0256 0,0521 0,0369

Julho 0,0351 0,0310 0,0437 0,0241

Agosto 0,0336 0,0324 0,0425 0,0199

Setembro 0,0383 0,0355 0,0411 0,0162

Outubro 0,0360 0,0377 0,0438

Novembro 0,0265 0,0406 0,0334

Dezembro 0,0280 0,0496 0,0477

Média Anual 0,0323 0,0292 0,0484 0,0265

Fonte: MCT, 2009.

De acordo com documento emitido pela ANEEL, as perdas elétricas são descritas

como apresentado na tabela 51. Nota-se que essas representam 21,75% da energia total

injetada na rede do SIN, sendo que 6,34% correspondem a perdas técnicas, referentes às

características físicas e de geração e transporte de energia elétrica pelas redes de transmissão e

distribuição envolvidas; e 15,41% a perdas não-técnicas, também denominadas comerciais,

associadas a erros de medição e leitura e fraudes e furtos relativos à gestão comercial.

136

Tabela 51 – Resumo global das perdas elétricas.

Descrição Montantes de Energia % Sobre Energia Injetada

MWh/ano

Energia Total Injetada 33.129.120,00 100,0000%

Energia Total Mercado 25.923.421,14 78,2497%

Perdas Totais 7.205.698,86 21,7503%

Perdas Técnicas 2.099.425,22 6,3371%

Perdas não-Técnicas 5.106.273,64 15,4132%

Fonte: ANEEL, 2008.

Com base nesses valores e considerando o custo de transação dos créditos de gases

de efeito estufa igual a 0%, a tabela 52 apresenta as reduções anuais líquidas de emissões de

gases de efeito estufa, intrinsecamente ligadas à geração de energia elétrica, e o equivalente

em litros de gasolina não consumidos, a título comparativo. Em dado recente, de 24 de agosto

de 2009, o crédito de carbono, relativo à neutralização de uma tonelada de gás carbônico

equivalente, foi cotado em € 12,00, correspondendo a R$ 31,00, no mercado internacional.

Tabela 52 - Redução anual líquida de emissões de gases de efeito estufa.

Velocidade média anual Redução anual líquida de emissões de

gases de efeito estufa Gasolina não consumida

m/s tCO2 litros

8,78 4.962,50 2.017.956

9,26 5.355,10 2.177.343

9,75 5.715,20 2.323.719

10,24 6.055,40 2.461.963

10,73 6.360,00 2.585.976

Fonte: RETScreen.

4.6.5 Planilha de Análise Financeira

4.6.5.1 Parâmetros Financeiros: Geral

Os Parâmetros Financeiros requeridos para a Análise Financeira são reajuste do custo

do combustível, taxa de inflação, taxa de desconto, vida do projeto, incentivos e subsídios,

razão da dívida, se o investimento for feito por intermédio de impréstimo, dependendo, por

conseguinte, da taxa de juros incidente da dívida e duração da dívida, imposto de renda e taxa

de depreciação. Todos estes serão calculados e relacionados com base em dados dos últimos

três anos, considerando que o tempo de implementação de um empreendimento eólico não

ultrapasse esse valor.

137

4.6.5.1.1 Reajuste do custo do combustível

Os Relatórios Mensais de Acompanhamento de Mercado de Combustíveis (gasolina

C, álcool hidratado, GLP, GNV e óleo diesel) elaborados pela Coordenadoria de Defesa da

Concorrência, uma das unidades executivas que compõem a Agência Nacional de Petróleo,

Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), vinculada ao MME, analisam o comportamento dos

mercados de distribuição e de revenda dos combustíveis objetivando identificar os municípios

com baixos índices de dispersão entre os preços de revenda, que é um dos sinais da

possibilidade de ocorrência de infração à ordem econômica. Referente a dados dos relatórios,

a síntese dos preços praticados em Goiás, para o período de janeiro de 2007 a novembro de

2009 e para três tipos de combustível (óleo diesel, gasolina C e álcool hidratado), é

apresentada no APÊNDICE B. Nota-se que o maior valor da variação dos preços é de 1,65%.

Este valor será utilizado como a taxa de reajuste do custo do combustível.

4.6.5.1.2 Taxa de inflação

O histórico de metas para a inflação no Brasil é mostrado no APÊNDICE C.

Considerando os dados referentes a 2007, 2008 e 2009, a taxa de inflação a ser utilizada será

de 4,5% a.a., relativa à mediana dos valores.

4.6.5.1.3 Taxa de desconto

A taxa de desconto, um importante instrumento da política monetária, pode ser

definida como sendo a taxa de juros cobrada pelos Bancos Centrais nos empréstimos que

concedem aos bancos comerciais através das operações de ―Open Market‖, que consiste em

técnicas de intervenção nos mercados monetários através da compra e venda de títulos. A

partir dessas operações, os Bancos Centrais regulam a oferta de moeda e influenciam as taxas

de juros praticadas pelos bancos comerciais. Utilizar-se-á, para este estudo, taxa de desconto

igual à mediana, de 9,16% a.a., dos valores da taxa Selic, conforme apresentado pelo Banco

Central do Brasil e resumido no APÊNDICE D.

4.6.5.1.4 Vida do projeto

O tempo de vida do projeto considerado será de 20 anos, coincidente com o tempo de

vida útil padrão adotado para os equipamentos de geração.

138

4.6.5.2 Parâmetros Financeiros: Financiamento

4.6.5.2.1 Incentivos e subsídios

O evidente crescimento, de 29% a.a., da utilização do recurso eólico como fonte

energética, contraditório ao alto custo de geração de energia elétrica por centrais eólicas, se

comparado à produção por empreendimentos hidráulicos, dá-se, em outros países, pelos

incentivos e subsídios ou regramentos específicos para o setor. A ausência destes três fatores

impossibilita a competição com outras fontes de energia e o aproveitamento de uma fonte

renovável e limpa, que impulsione desenvolvimento em bases sustentáveis.

No Brasil, o anúncio da realização de leilão específico demonstra o reconhecimento da

importância de incentivar a fonte eólica, por parte do Governo Federal, que, ao mesmo tempo,

não corrobora com incentivos e subsídios ou estabelece um marco regulatório nacional para a

energia eólica. Em virtude do explanado e para a Análise Financeira relativa ao

Financiamento, não serão considerados incentivos e subsídios.

4.6.5.2.2 Razão da dívida

A execução de projetos que exigem longo prazo de desenvolvimento e elevados

volumes de investimento são viabilizados pelas linhas de financiamento. Por meio destas, o

BNDES visa a inplantação, expansão e modernização de empreendimentos no setor de

energia elétrica, garantindo suprimento com qualidade, segurança e tarifas adequadas e

atendendo às necessidades econômicas e sociais. Dentre as linhas de financiamento

ofereciadas pelo BNDES, sobressalta-se a linha PROESCO, destinada ao apoio a projetos de

eficiência energética que comprovadamente contribuam para a economia de energia elétrica,

aumentem a eficiência global do sistema energético ou promovam a substituição de

combustíveis fósseis por fontes renováveis. Evidencia-se, entre outras, as ações de geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica, financiando estudos e projetos, obras e

instalações, compra de máquinas e equipamentos, serviços técnicos especializados e sistemas

de Informação, Monitoramento, Controle e Fiscalização.

As condições específicas da linha PROESCO para empreendimentos do setor de

energia elétrica são apresentadas na tabela 53, de onde se infere que a razão máxima da dívida

é de 80%, pois considera-se cometimentos de geração que não incluam centrais térmicas a

carvão ou a óleo. Determina-se, como pode ser observado, o produto BNDES Finem

139

(Financiamento a Empreendimentos), destinado ao financiamento a projetos de investimento

de valor mínimo de R$ 10 milhões. Com base nesses dados, determinar-se-á razões da dívida

de 0%, relativa a aplicação de capital próprio, 40% e 80%.

Tabela 53 – Condições específicas da linha PROESCO para empreendimentos do setor elétrico.

Linha de Financiamento Remuneração do BNDES Custo Financeiro Participação Máxima do BNDES

BNDES Finem

% a.a. %

Energia Elétrica - Geração (exceto

térmicas a carvão ou a óleo) 0,9 TJLP² 80

Energia Elétrica - Geração

Térmica a carvão ou a óleo¹ 1,8

50% TJLP

60 50% TJ-462³

Energia Elétrica - Transmissão 1,3 TJLP 70

Energia Elétrica - Distribuição¹ 1,3 50% TJLP

60 50% TJ-462

¹ A participação máxima do BNDES poderá ser ampliada em 20 pontos percentuais, sendo que o Custo Financeiro da parcela de crédito

referente a este aumento de participação será TJ-462 acrescido de remuneração básica de 2,5% a.a. Caso a operação seja feita de forma direta

ou indireta não-automática, o Custo Financeiro desta parcela adicional poderá ser Cesta acrescido de Remuneração Básica de 2,5% a.a.

² Taxa de Juros de Longo Prazo.

³ Taxa de Juros Medida Provisória 462 = TJLP + 1,0% a.a.

Fonte: BNDES.

4.6.5.2.3 Taxa de juros da dívida

As operações do produto BNDES Finem podem ocorrer diretamente com o BNDES

ou indiretamente, por intermédio das instituições financeiras credenciadas, fazendo com que

as taxa de juros apresentem variações em decorrência do tipo de apoio. Em ocorrência de

apoio direto, como será considerado no presente estudo, a taxa de juros é calculada em função

do Custo Financeiro, dado pela Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP); da Remuneração do

BNDES, de 0,9% a.a.; e da Taxa de Risco de Crédito, de até 3,57% a.a., como expresso pela

equação 28.

Taxa de Juros = Custo Financeiro + Remuneração Básica do BNDES + Taxa de Risco de Crédito (28)

Definida como o custo básico dos financiamentos concedidos pelo BNDES, a TJLP é

determinada a partir da meta de inflação calculada proporcionalmente para os doze meses

seguintes ao primeiro mês de vigência da taxa, baseada nas metas anuais fixadas pelo

Conselho Monetário Nacional (CMN); e do prêmio de risco. A tabela 54 mostra a evolução

dos valores da TJLP, destacando-se o valor referente ao período de estudo de 6% a.a. A partir

dos valores mostrados, infere-se que a taxa de juros da dívida será de 10,47% a.a.

http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Taxa_de_Juros_de_Longo_Prazo_TJLP/index.html


http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Composicao/index.html



http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Institucional/Apoio_Financeiro/Custos_Financeiros/Composicao/index.html

140

Tabela 54 – Evolução da TJLP.

Período Ano

2006 2008 2007 2009

% a.a.

Janeiro a Março 9,00 6,50 6,25 6,25

Abril a Junho 8,15 6,50 6,25 6,25

Julho a Setembro 7,50 6,25 6,25 6,00

Outubro a Dezembro 6,85 6,25 6,25 6,00

Fonte: BNDES.

4.6.5.2.4 Duração da dívida

Segundo dados do BNDES, os prazos máximos de amortização da dívida oriunda do

financiamento são apresentados na tabela 55. Nota-se que, para empreendimentos do setor de

energia eólica, a duração da dívida não pode transpor 14 anos. A análise consistirá em avaliar

a influência do tempo de duração da dívida sobre os parâmetros de viabilidade financeira e o

gráfico de fluxo de caixa cumulativo. Para isto, serão utilizados três prazos de duração, de 6

anos, 10 anos e 14 anos, para cada razão da dívida estabelecida, fixadas as demais variáveis.

Tabela 55 – Prazo máximo de amortização da dívida.

Segmentos Distribuição

Geração

Hídrica (UHEs) com capacidade instalada igual ou superior a 1.000 MW 20 anos

Hídrica (UHEs) com capacidade instalada superior a 30 MW e inferior a 1.000 MW 16 anos

Pequenas Centrais Hidrelétricas - PCHs 14 anos

Eólica 14 anos

Termelétrica, Co-geração a Gás e Bioeletricidade 14 anos

Transmissão 14 anos

Distribuição 6 anos

Fonte: BNDES.

4.6.5.3 Parâmetros Financeiros: Análise do Imposto de Renda

Para esta análise, não será considerada a incidência do imposto de renda em virtude

da escassez de dados referentes a tributação deste tipo de empreendimento no Estado de

Goiás. No entanto, para um estudo de viabilidade, esta análise é imprescindível, já que,

dependendo do valor do imposto de renda, este pode inviabilizar a implementação do projeto.

141

4.6.5.4 Receita Anual

A taxa de indexação sobre a eletricidade exportada a ser considerada será igual a taxa

de inflação, de 4,5% a.a., e a receita resultante será calculada com base nos dados de geração,

formulados pelo software, e de custo do MWh, fixado em R$ 189,00, como citado

anteriomente. Para esta análise, não será considerada a receita pela redução de gases de efeito

estufa pois, em decorrência da instabilidade financeira recorrente ao final de 2008 e início de

2009, o custo do crédito de carbono foi consideravelmente reduzido, se comparado ao ano de

2008. No entanto, ressalta-se que esta receita, em função do alto custo com O&M, não

representa grande variação do fluxo de caixa.

4.6.6 Planilha de Análise de Risco: Análise de Sensibilidade

A nível de estudo preliminar de viabilidade de um projeto, existem muitas incertezas

com relação a vários parâmetros de entrada. A Planilha de Análise de Risco destina-se a

avaliar como a lucratividade do projeto pode ser afetada por valores fornecidos pelo usuário

que estejam em discordância com os apresentados na prática. A Análise de Sensibilidade, por

sua vez, mostra a sensibilidade da lucratividade do empreendimento, representada pelo valor

da TIR do capital próprio, do retorno do capital próprio ou do VPL, perante alteração

simultânea de dois parâmetros. Para o presente estudo, a Análise de Sensibilidade, adotada a

faxa de sensibilidade de 10%, será feita para um projeto cujas características são velocidade

média do vento de 9,75 m/s, ou seja, 0% de variação deste parametro; custos adicionais

iniciais de 20% dos custos totais de investimento; e investimento de capital próprio.

4.7 RESULTADOS E CONCLUSÕES

A constatação da viabilidade ou não de um projeto de implantação de um parque

eólico decorre da análise de viabilidade, tão importante quanto a análise técnica. Através da

presente análise, objetivou-se identificar os principais fatores que influenciam os custos

relativos ao projeto e, com a variação destes, as possíveis combinações que tornem o projeto

atrativo do ponto de vista econômico.

Em síntese, a velocidade do vento, os custos adicionais iniciais, a razão da dívida e a

duração da dívida foram os parâmetros variados durante a análise, resultando em 105

combinações diferentes, e se adotou, como parâmetro comparativo e taxa mínima de

atratividade, taxa de 9,16% a.a. Assim, as possibilidades que apresentaram a TIR do capital

142

próprio inferior a este valor foram consideradas inviáveis, apresentando VPL e economia

anual no ciclo de vida negativos e custo de geração superior ao determinado, de 189,00

R$/MWh.

Dos resultados, pode ser concluído que, para estas características de projeto, o

empreendimento não seria viável se a velocidade do vento variasse em -10% e -5%. Em

ambos os casos, os resultados demonstram que, na melhor das hipóteses, em que os custos

adicionais iniciais representam 20% do total de custos de investimento e a aplicação seria

feita com capital próprio, ou seja, a razão da dívida seria 0%, as taxas internas de retorno

mostraram-se inferiores à taxa mínima de atratividade, apresentando valores de 7,8% a.a. e

9% a.a.; os valores dos VPLs seriam negativos, de -R$ 29.056.823 e -R$ 3.167.796; a

economia anual no ciclo de vida também apresentaria valores negativos, de -R$ 3.219.446 e -

R$ 350.986; e os custos de geração de energia elétrica seriam maiores do que o inicialmente

proposto, sendo de 204,30 R$/MWh e 190,55 R$/MWh.

Já, se a velocidade do vento não sofresse variação, concluiu-se que o projeto torna-se

viável se os custos adicionais iniciais representarem 20% do total de custos de investimento,

conforme mostrado na tabela 56. O fluxo de caixa cumulativo (R$) da melhor alternativa, em

que se investe capital próprio, em função do ano, é apresentado na figura 54.

Tabela 56 – Resultados para quando não há variação da velocidade do vento.

Custos

Adicionais

Iniciais

Razão

da

dívida

Duração

da

dívida

Total de

economia e

receita

anual

Total de

custos

anuais

TIR Retorno

Simples

Retorno

do

capital

próprio

VPL

Economia

anual no

ciclo de

vida

Custo da

geração

de energia

% R$ % ano R$ R$ % a.a. ano ano R$ R$/ano R$/MWh

20 53.599.950

0 -

31.676.580

9.569.505 10,1 12,1 9,5 20.583.765 2.280.646 179,59

40

6 34.523.373 10,0 12,1 10,7 16.374.637 1.814.282 181,52

10 27.685.616 9,7 12,3 11,6 10.223.559 1.132.753 184,33

14 24.812.283 9,7 12,3 11,4 8.475.251 939.043 185,13

80

6 59.793.269 9,7 12,3 12,0 8.040.105 890.830 185,33

10 45.485.697 9,5 12,3 13,5 3.988.755 441.947 187,18

14 39.739.032 9,2 12,3 15,0 492.140 54.528 188,78

143

Figura 54 – Fluxo de caixa cumulativo (0%).

(Fonte: RETScreen).

Algumas observações podem ser feitas a partir dos dados apresentados. Inicialmente,

nota-se que a TIR é muito próxima a taxa de desconto sugerida, variando, no máximo, 1 ponto

percentual. Esta pequena variação pode ocasionar inviabilidade do projeto, pois se deve

analisar se este pequeno retorno recompensa o risco do empreendimento. Pode se observar

também que o tempo de retorno, seja simples ou do capital próprio, compreende a mais da

metade do tempo de vida útil do empreendimento, de 20 anos, e que o custo de geração de

energia elétrica é muito próximo ao determinado. Ressalta-se, então, que o preço sugerido é o

preço teto do leilão de energia eólica, que este deve ser reduzido durante o processo de leilão

e que, em virtude disto, essas opções podem se tornar inviáveis.

Para variação da velocidade do vento em +5%, o software apresenta um número

maior de alternativas de investimento. Estas são mostradas na tabela 57. A figura 55 apresenta

o fluxo de caixa cumulativo (R$) referente à melhor alternativa, em que os custos adicionais

iniciais representam 20% do total de custos de investimento e este é realizado com capital

próprio. De mesma forma, deve se avaliar o projeto, apoiando-se nos riscos inerentes a toda

atividade de empreendedorismo, e analisar sua viabilidade a partir deste ponto de vista.

144

Tabela 57 – Resultados para variação da velocidade do vento de +5%.

Custos

Adicionais

Iniciais

Razão

da

dívida

Duração

da

dívida

Total de

economia e

receita

anual

Total de

custos

anuais

TIR Retorno

Simples

Retorno

do

capital

próprio

VPL

Economia

anual no

ciclo de

vida

Custo da

geração

de energia


20 53.599.950

0 -

33.562.332

9.736.314 11,0 11,2 9,0 43.022.687 4.766.840 170,44

40

6 34.690.182 11,1 11,2 10,1 38.813.558 4.300.476 172,26

10 27.536.396 11,2 11,2 10,8 36.787.884 4.076.035 173,13

14 24.663.063 11,2 11,2 10,2 35.039.576 3.882.325 173,88

80

6 59.644.049 11,3 11,2 11,2 34.604.430 3.834.112 174,07

10 45.336.477 11,5 11,2 12,6 30.553.081 3.385.229 175,82

14 39.589.812 11,7 11,2 14,0 27.056.465 2.997.810 177,33

27 79.298.556

0 - 9.736.314 9,9 12,3 9,7 17.324.081 1.919.478 181,53

40

6 37.232.238 9,7 12,4 10,9 10.763.436 1.192.570 184,36

10 29.392.473 9,6 12,4 11,7 8.543.519 946.607 185,31

14 26.243.615 9,5 12,4 11,6 6.627.565 734.323 186,14

80 6 64.578.943 9,5 12,4 12,1 6.150.692 681.486 186,35

10 48.899.411 9,3 12,4 13,6 1.710.858 189.560 188,26

Figura 55 – Fluxo de caixa cumulativo (+5%).

(Fonte: RETScreen).

Em última análise, variou-se a velocidade do vento em +10%. A tabela 58 apresenta

as alternativas que viabilizam a implementação do empreendimento proposto e a figura 56 o

fluxo de caixa cumulativo (R$) referente à melhor alternativa, em que os custos iniciais

representam 20% do total de custos de investimento e a aplicação é feita com capital próprio.

145

Tabela 58 – Resultados para variação da velocidade do vento de +10%.

Custos

Adicionais

Iniciais

Razão

da

dívida

Duração

da

dívida

Total de

economia e

receita

anual

Total de

custos

anuais

TIR Retorno

Simples

Retorno

do

capital

próprio

VPL

Economia

anual no

ciclo de

vida

Custo da

geração

de energia


20 53.599.950

0 -

35.249.046

9.885.534 11,9 10,6 8,5 63.092.977 6.990.594 163,08

40

6 34.839.402 12,1 10,6 9,6 58.883.848 6.524.230 164,81

10 27.685.616 12,2 10,6 10,3 56.858.174 6.299.788 165,65

14 24.812.283 12,4 10,6 9,4 55.109.866 6.106.079 166,36

80

6 56.793.269 12,5 10,6 10,7 54.674.720 6.057.865 166,54

10 45.485.697 13,0 10,6 12,0 50.623.371 5.608.983 168,21

14 39.739.032 13,6 10,6 12,1 47.126.756 5.221.564 169,64

27 79.298.556

0 - 9.885.534 10,6 11,6 9,2 37.394.371 4.143.232 173,64

40

6 37.232.238 10,7 11,6 10,4 32.781.627 3.632.148 175,54

10 29.393.473 10,7 11,6 11,1 30.561.710 3.386.185 176,45

14 26.243.615 10,7 11,6 10,6 28.645.756 3.173.901 177,23

80

6 64.578.943 10,7 11,6 11,5 28.168.883 3.121.064 177,43

10 48.899.411 10,8 11,6 12,9 23.729.049 2.629.138 179,25

14 42.601.696 10,9 11,6 14,3 19.897.142 2.204.569 180,83

33 105.599.901

0 - 9.885.534 9,6 12,6 9,9 11.093.025 1.229.088 184,44

40

6 39.681.197 9,4 12,6 11,1 6.067.200 672.235 186,51

10 31.139.363 9,3 12,6 11,9 3.648.484 404.246 187,50

14 27.708.518 9,2 12,6 11,8 1.560.953 172.951 188,36

80 6 69.476.860 9,2 12,6 12,3 1.041.375 115.383 188,57

Figura 56 – Fluxo de caixa cumulativo (+10%).

(Fonte: RETScreen).

A título comparativo, os resultados apresentados para as melhores alternativas são

sintetizados na tabela 59 e a variação desses apresentada na tabela 60. Conclui-se que a

relação entre os valores, em nenhuma das alternativas, é linear e que, com o acréscimo da

146

velocidade, as variações são gradativamente reduzidas, implicando em maior sensibilidade do

sistema à redução da velocidade do vento. Isto pode ser explicado com base na curva de

potência da turbina eólica selecionada, em que o aumento da velocidade ocasiona acréscimo

da potência gerada, que é reduzido de forma gradativa, tornando o valor de potência constante

a partir de um determinado valor de velocidade do vento, e no fato do custo anual de O&M

ser função do valor da potência gerada. Nota-se que o VPL e a economia anual no ciclo de

vida são os parâmetros que apresentam maior sensibilidade à variação da velocidade do vento,

incorrendo em influência no retorno relativo ao investimento.

Tabela 59 – Síntese dos resultados.

Variação

da

velocidade

do vento

Custos

Adicionais

Iniciais

Razão

da

dívida

Total de

economia e

receita

anual

Total de

custos

anuais

TIR Retorno

Simples

Retorno

do

capital

próprio

VPL

Economia

anual no

ciclo de

vida

Custo da

geração

de

energia

% R$ % R$ R$ % a.a. ano ano R$ R$/ano R$/MWh

-10%

20 53.599.950 0

27.504.794 9.200.460 7,8 14,6 11,1 -29.056.823 -3.219.446 204,30

-5% 29.680.508 9.393.933 9,0 13,2 10,2 -3.167.796 -350.986 190,55

0 31.676.580 9.569.505 10,1 12,1 9,5 20.583.765 2.280.646 179,59

+5% 33.562.332 9.736.314 11,0 11,2 9,0 43.022.687 4.766.840 170,44

+10% 35.249.046 9.885.534 11,9 10,6 8,5 63.092.977 6.990.594 163,08

Tabela 60 – Variação dos resultados (%).

Variação

da

velocidade

do vento

Custos

Adicionais

Iniciais

Razão

da

dívida

Total de

economia e

receita

anual

Total de

custo

anuais

TIR Retorno

Simples

Retorno

do

capital

próprio

VPL

Economia

anual no

ciclo de

vida

Custo da

geração

de

energia

% R$ % % % % % % % % %

-10%

20 53.599.950 0

-13,17 -3,86 -22,77 20,66 16,84 -241,16 -241,16 13,76

-5% -6,30 -1,83 -10,89 9,09 7,37 -115,39 -115,39 6,10

0 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

+5% 5,95 1,74 8,91 -7,44 -5,26 109,01 109,01 -5,09

+10% 11,28 3,30 17,82 -12,40 -10,53 206,52 206,52 -9,19

Utilizando o recurso de Análise de Sensibilidade do software RETScreen, avaliou-se

a sensibilidade de três parâmetros mediante alteração dos valores de custos iniciais, de O&M

e do preço da eletricidade exportada. A primeira análise objetivou avaliar a sensibilidade do

valor da TIR do capital próprio, cujo limite é igual a taxa Selic, de 9,16%, como mostrado na

tabela 61. Conclui-se que a viabilidade do projeto é comprometida quando há aumento dos

custos iniciais, em ambas as avaliações. Considerando que estes ocasionam acréscimos tanto

aos custos de O&M quanto ao preço da eletricidade exportada, o projeto torna-se inviável

perante aumento de 10% dos custos iniciais. Por outro lado, a redução destes viabiliza o

investimento em quase totalidade das alterações.

147

Tabela 61 – Análise de sensibilidade da TIR do capital próprio.

Limite 9,16 %

Custos iniciais Rs

O&M 241.199.775 254.599.763 267.999.750 281.399.738 294.799.725

Rs -10% -5% 0% 5% 10%

8.612.555 -10% 12,0% 11,3% 10,6% 10,0% 9,4%

9.091.030 -5% 11,7% 11,0% 10,3% 9,7% 9,2%

9.569.505 0% 11,4% 10,7% 10,1% 9,5% 8,9%

10.047.981 5% 11,1% 10,4% 9,8% 9,2% 8,6%

10.526.456 10% 10,8% 10,2% 9,5% 8,9% 8,4%

Custos iniciais Rs

Preço eletricidade exportada 241.199.775 254.599.763 267.999.750 281.399.738 294.799.725

Rs/MWh -10% -5% 0% 5% 10%

170,10 -10% 9,5% 8,8% 8,2% 7,6% 7,1%

179,55 -5% 10,5% 9,8% 9,2% 8,6% 8,0%

189,00 0% 11,4% 10,7% 10,1% 9,5% 8,9%

198,45 5% 12,4% 11,6% 10,9% 10,3% 9,7%

207,90 10% 13,3% 12,5% 11,8% 11,2% 10,6%

Fonte: RETScreen.

Analisou-se também a sensibilidade do valor de retorno do capital próprio, cujo

limite foi fixado em 10 anos, como apresentado na tabela 62. Nota-se que, mesmo apreciando

o menor valor para o retorno, de 7,8 anos, que é impraticável, pois se sabe que o preço da

eletricidade exportada, a partir da data do leilão, será de, no mínimo, 189,00 R$/MWh, este

tempo pode ser considerado demasiadamente longo, perante outras aplicações, que muitas

vezes podem apresentar menor risco e maior TIR.

Tabela 62 – Análise de sensibilidade do retorno do capital próprio.

Limite 10 ano

Custos iniciais Rs

O&M 241.199.775 254.599.763 267.999.750 281.399.738 294.799.725

Rs -10% -5% 0% 5% 10%

8.612.555 -10% 8,4 8,8 9,2 9,6 10,0

9.091.030 -5% 8,6 9,0 9,4 9,8 10,1

9.569.505 0% 8,7 9,1 9,5 9,9 10,3

10.047.981 5% 8,9 9,3 9,7 10,1 10,5

10.526.456 10% 9,1 9,5 9,9 10,3 10,7

Custos iniciais Rs


Rs/MWh -10% -5% 0% 5% 10%

170,10 -10% 9,9 10,4 10,8 11,2 11,6

179,55 -5% 9,3 9,7 10,1 10,5 10,9

189,00 0% 8,7 9,1 9,5 9,9 10,3

198,45 5% 8,3 8,6 9,0 9,4 9,7

207,90 10% 7,8 8,2 8,5 8,9 9,2

Fonte: RETScreen.

148

Por fim, a tabela 63 apresenta a análise de sensibilidade do valor do VPL, fixado o

limite de R$ 0,00. Denota-se projeto viável se o VPL apresentar valor positivo. Assim sendo,

como ocorreu nas demais análises de sensibilidade, os valores tornam-se inviáveis,

considerando os limites pré-fixados, em decorrência do aumento do valor dos custos iniciais e

da redução do preço da eletricidade exportada.

Tabela 63 – Análise de sensibilidade do VPL.

Limite 0 Rs

Custos iniciais Rs

O&M 241.199.775 254.599.763 267.999.750 281.399.738 294.799.725

Rs -10% -5% 0% 5% 10%

8.612.555 -10% 59.875.676 46.475.689 33.075.701 19.675.714 6.275.726

9.091.030 -5% 53.629.708 40.229.721 26.829.733 13.429.746 29.758

9.569.505 0% 47.383.740 33.983.753 20.583.765 7.183.778 -6.216.210

10.047.981 5% 41.137.772 27.737.785 14.337.797 937.810 -12.462.178

10.526.456 10% 34.891.804 21.491.817 8.091.829 -5.308.158 -18.708.146

Custos iniciais Rs


Rs/MWh -10% -5% 0% 5% 10%

170,10 -10% 6.033.453 -7.366.535 -20.766.522 -34.166.510 -47.566.497

179,55 -5% 26.708.597 13.308.609 -91.378 -13.491.366 -26.891.353

189,00 0% 47.383.740 33.983.753 20.583.765 7.183.778 -6.216.210

198,45 5% 68.058.884 54.658.896 41.258.909 27.858.921 14.458.934

207,90 10% 88.734.028 75.334.040 61.934.053 48.534.065 35.134.078

Fonte: RETScreen.

Da análise de sensibilidade, infere-se que, se o preço da eletricidade exportada for

fixado em valor não superior a 170,10 R$/MWh, o projeto de implantação do parque eólico

com as características definidas neste estudo torna-se inviável, a menos que os custos iniciais

sejam recalculados e apresentem redução de 10% do valor presente. No entanto, deve se

analisar os dados e, de acordo com os interesses e as necessidades do empreendedor,

determinar a viabilidade do projeto.

Diante dos resultados apresentados, conclui-se que é indispensável a implementação

de um programa de subsídios que corrobore com a implementação de empreendimento de

energia eólica no Brasil. A exemplo do desenvolvimento alemão, pode ser adotado um

esquema de subsídios temporários que se ajustem gradativamente ao longo da evolução do

mercado (Dutra & Tolmasquim, 2003). A elaboração de leis e a viabilização de subsídios por

parte do Governo Federal revelam-se de fundamental importância neste contexto.

5 CONCLUSÕES

Conclui-se que a utilização da energia eólica para geração de energia elétrica

apresenta-se como vantagem comparativa ante outras tecnologias por estar plenamente

desenvolvida e em fase comercial e garantir expansão e diversificação da oferta interna,

compreendendo fortalecimento da matriz energética. Além disto, o emprego do recurso eólico

contribui para a disseminação da ideia de desenvolvimento sustentável; o aproveitamento de

características regionais; a redução dos riscos hidrológicos, inerentes a um sistema elétrico

interligado abastecido em quase sua totalidade por usinas hidrelétricas; a criação de postos de

trabalho com a implantação, operação e manutenção dos parques eólicos; a redução de

emissão de gases de efeito estufa e consequente comercialização das RCEs no Mercado de

Carbono; a manutenção de uma matriz energética limpa; e a complementaridade dos regimes

eólico e hidrológico, atribuindo estabilidade ao abastecimento de energia. Assim sendo, o

aproveitamento eólico dispõe de benefícios que atingem os âmbitos tecnológico, estratégico,

ambiental, social e econômico.

Apesar dos benefícios, o recurso eólico intitui-se como fonte de energia dispendiosa,

podendo ocasionar, em decorrência de contratação de grandes montantes de energia, impacto

a nível tarifário, em contraposição à necessidade de modicidade das tarifas. Infere-se,

portanto, a inevitabilidade da formação de políticas públicas de concessão de crédito a

projetos inovadores e de desoneração tributária da cadeia produtiva. Ainda, deve se fomentar

a concorrência e criar condições de contestabilidade da indústria de aerogeradores, que

representa obstáculo por não se configurar, no Brasil, como setor sólido e, mesmo assim,

atender a índices de nacionalização. Os resultados do Leilão de Contratação de Energia de

Reserva específico para contratação de energia eólica indicarão a tendência do setor eólico no

país e a propensão de expansão do mesmo.

A utilização da ferramenta de análise de projetos de energia limpa, o software

RETScreen, permitiu a elaboração de estudos de viabilidade e sensibilidade de um parque

eólico, definidas as características deste, fundamentadas no resultado da análise de

complementaridade de usinas hidrelétricas do Estado de Goiás. Como citado, a

complementação de 2% da geração da usina Hidrelétrica de Itumbiara, selecionada para o

estudo, implica em adição de 60MW de potência instalada ao SIN. O estudo, apesar da

confiabilidade creditada ao software, apresenta debilidades em decorrência da carência de

150

medições e da consequente estimativa do potencial eólico da localidade determinada. Denota-

se, assim, que esses estudos foram voltados para a análise de sensibilidade das variáveis

naturais e financeiras, sendo a análise de viabilidade deste parque eólico específico definida a

partir deste ponto de vista. Além disso, muitos resultados podem sofrer variações em razão

das atuais condições de custos de projeto.

Conclui-se, com base nos estudos, que a eletricidade exportada para a rede apresenta

variação distinta da efetuada para a velocidade do vento. Mostrou-se que o sistema de geração

é mais sensível às variações negativas da velocidade, compreendendo maior diferenciação

neste sentido. Com relação ao custo anual, referente a operação e manutenção, infere-se que o

custo anual fixo relaciona-se com o valor de potência instalada do parque e que o custo anual

variável refere-se à potência efetiva gerada. Assim sendo, o custo anual apresenta menor

variação, se comparado à variação da velocidade do vento, pois o custo fixo é o mesmo para

todas as possibilidades de velocidade e representa maior percentual do custo total. Por outro

lado, a redução anual líquida de emissões de gases de efeito estufa apresenta mesmas

variações observadas para a eletricidade exportada.

Denota-se que a opção por não considerar incentivos e subsídios para a análise

incorreu em obstáculo para a viabilização do projeto. Sabe-se que, apesar de o Governo

Federal não corroborar de forma efetiva com incentivos e subsídios e não estabelecer um

marco regulatório nacional para o setor de energia eólica, esta deve ser a tendência a ser

adotada até que se constitua um mercado inveterado. O imposto de renda também configura-

se como parâmetro determinante dos estudos de viabilidade, porém, não foi considerado por

falta de dados.

Dos resultados, pode se concluir que, para as características de projeto determinadas,

o empreendimento não seria viável para variações de -10% e -5% da velocidade do vento,

apresentando para estes percentuais taxa interna inferior à taxa mínima de atratividade, VPL e

economia anual no ciclo de vida negativos e custo de geração de energia elétrica acima do

valor mínimo sugerido. Por outro lado, as possibilidades de projeto aumentam conforme é

acrescida a variação de velocidade do vento. Das possibilidades viáveis, conclui-se que as

melhores alternativas advêm da aplicação de capital próprio em razão da não incidência de

taxas. No entanto, para este tipo de projeto, que incorre elevados volumes de investimento, os

financiamentos possibilitam a multiplicação do número de projetos e dos decorrentes

benefícios desta, como o aumento da competitividade e a adequação das tarifas.

151

A partir da análise de sensibilidade dos parâmetros financeiros do projeto, em que

foram modificados os valores de custos iniciais, de custos de operação e manutenção e do

preço da eletricidade exportada, infere-se que o empreendimento torna-se inviável em

decorrência do aumento dos custos iniciais e de operação e manutenção e da redução do preço

da eletricidade exportada. Nota-se que a variação de -10% do preço da eletricidade implica

em inviabilização do projeto, a menos que os custos iniciais também sejam reduzidos a essa

mesma taxa, e que a redução do preço dar-se-á naturalmente com os resultados do leilão de

energia eólica.

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APÊNDICE A

Posição, capacidades total instalada e adicional instalada no ano de 2008 e a taxa de

crescimento em 2008, com base em dados de 2007, para os países que possuem

empreendimentos eólicos

Posição

2008 País

Capacidade

instalada total 2008

Capacidade instalada

adicionada em 2008

Taxa de crescimento

2008 (base 2007)

MW MW

1 Estados Unidos 25.170,0 8.351,2 49,7%

2 Alemanha 23.902,8 1.655,4 7,4%

3 Espanha 16.740,3 1.595,2 10,5%

4 China 12.210,0 6.298,0 106,5%

5 Índia 9.587,0 1.737,0 22,1%

6 Itália 3.736,0 1.009,9 37,0%

7 França 3.404,0 949,0 38,7%

8 Reino Unido 3.287,9 898,9 37,6%

9 Dinamarca 3.160,0 35,0 1,1%

10 Portugal 2.862,0 732,0 34,4%

11 Canadá 2.369,0 523,0 28,3%

12 Holanda 2.225,0 478,0 27,4%

13 Japão 1.880,0 352,0 23,0%

14 Austrália 1.494,0 676,7 82,8%

15 Irlanda 1.244,7 439,7 54,6%

16 Suécia 1.066,9 235,9 28,4%

17 Áustria 994,9 13,4 1,4%

18 Grécia 989,7 116,5 13,3%

19 Polônia 472,0 196,0 71,0%

20 Noruega 428,0 95,1 28,5%

21 Egito 390,0 80,0 25,8%

22 Bélgica 383,6 96,7 33,7%

23 Taiwan 358,2 78,3 28,0%

24 Brasil 338,5 91,5 37,0%

25 Turquia 333,4 126,6 61,2%

26 Nova Zelândia 325,3 3,5 1,1%

27 Coréia do Sul 278,0 85,9 44,7%

28 Bulgária 157,5 100,6 176,7%

29 República Tcheca 150,0 34,0 29,3%

30 Finlândia 140,0 30,0 27,3%

31 Hungria 127,0 62,0 95,4%

32 Marrocos 125,2 0,0 0,0%

33 Ucrânia 90,0 1,0 1,1%

34 México 85,0 0,0 0,0%

35 Irã 82,0 15,5 23,3%

36 Estônia 78,3 19,7 33,6%

37 Costa Rica 74,0 0,0 0,0%

158

Posição

2008 País

Capacidade

instalada total 2008

Capacidade instalada

adicionada em 2008

Taxa de crescimento

2008 (base 2007)

38 Lituânia 54,4 2,1 4,0%

39 Luxemburgo 35,3 0,0 0,0%

40 Letônia 30,0 2,6 9,5%

41 Argentina 29,8 0,0 0,0%

42 Filipinas 25,2 0,0 0,0%

43 África do Sul 21,8 5,2 31,4%

44 Jamaica 20,7 0,0 0,0%

45 Guadalupe 20,5 0,0 0,0%

46 Uruguai 20,5 19,9 3308,3%

47 Chile 20,1 0,0 0,0%

48 Tunísia 20,0 0,0 0,0%

49 Colômbia 19,5 0,0 0,0%

50 Croácia 18,2 1,0 5,8%

51 Rússia 16,5 0,0 0,0%

52 Suíça 13,8 2,2 19,2%

53 Guiana 13,5 0,0 0,0%

54 Curaçao 12,0 0,0 0,0%

55 Romênia 7,8 0,0 0,0%

56 Israel 6,0 0,0 0,0%

57 Paquistão 6,0 6,0 novo

58 Eslováquia 5,1 0,1 2,8%

59 Ilhas Faroe 4,1 0,0 0,0%

60 Equador 4,0 0,9 30,7%

61 Cuba 7,2 5,1 242,9%

62 Cabo Verde 2,8 0,0 0,0%

63 Mongólia 2,4 2,4 novo

64 Nigéria 2,2 0,0 0,0%

65 Jordânia 2,0 0,0 0,0%

66 Indonésia 1,2 0,2 20,0%

67 Martinica 1,1 0,0 0,0%

68 Belarus 1,1 0,0 0,0%

69 Eritréia 0,8 0,0 0,0%

70 Peru 0,7 0,0 0,0%

71 Cazaquistão 0,5 0,0 0,0%

72 Namíbia 0,5 0,0 6,4%

73 Antilhas Holandesas 0,3 0,0 0,0%

74 Síria 0,3 0,0 0,0%

75 Coréia do Norte 0,2 0,2 2010,0%

76 Bolívia 0,01 0,0 0,0%

TOTAL 121.187,9 27.261,1 29,0%

Fonte: WWEA, 2009.

APÊNDICE B

Síntese dos preços praticados em Goiás, para o período de janeiro de 2007 a novembro de

2009 e para três tipos de combustível (óleo diesel, gasolina c e álcool hidratado)

Ano Mês

Óleo Diesel Gasolina C Álcool Hidratado

Preço médio ao

consumidor

Preço médio à

distribuidora

Preço médio ao

consumidor

Preço médio à

distribuidora

Preço médio ao

consumidor

Preço médio à

distribuidora

R$ R$ R$ R$ R$ R$

2007

Janeiro 1,830 1,684 2,363 2,206 1,446 1,303

Fevereiro 1,831 1,682 2,514 2,221 1,502 1,300

Março 1,830 1,682 2,552 2,249 1,484 1,295

Abril 1,832 1,682 2,587 2,279 1,677 1,433

Maio 1,828 1,680 2,586 2,283 1,578 1,340

Junho 1,824 1,676 2,579 2,230 1,364 1,047

Julho 1,824 1,678 2,549 2,199 1,264 1,046

Agosto 1,824 1,678 2,278 2,136 1,123 0,997

Setembro 1,822 1,672 2,273 2,121 1,131 0,987

Outubro 1,826 1,682 2,535 2,178 1,350 1,029

Novembro 1,830 1,687 2,543 2,198 1,495 1,179

Dezembro 1,831 1,686 2,573 2,221 1,636 1,310

2008

Janeiro 1,839 1,698 2,546 2,221 1,581 1,308

Fevereiro 1,843 1,699 2,513 2,209 1,525 1,249

Março 1,842 1,700 2,508 2,208 1,512 1,274

Abril 1,838 1,701 2,366 2,196 1,383 1,244

Maio 1,988 1,824 2,360 2,186 1,464 1,270

Junho 1,989 1,837 2,355 2,185 1,395 1,194

Julho 2,027 1,872 2,352 2,185 1,384 1,224

Agosto 2,041 1,889 2,463 2,207 1,486 1,225

Setembro 2,042 1,889 2,566 2,237 1,582 1,239

Outubro 2,041 1,889 2,564 2,248 1,579 1,250

Novembro 2,042 1,888 2,567 2,249 1,585 1,238

Dezembro 2,041 1,884 2,569 2,246 1,587 1,257

2009

Janeiro 2,043 1,886 2,571 2,249 1,591 1,304

Fevereiro 2,044 1,884 2,571 2,254 1,591 1,337

Março 2,045 1,882 2,570 2,245 1,590 1,288

Abril 2,044 1,877 2,569 2,223 1,587 1,254

Maio 2,044 1,875 2,566 2,218 1,539 1,178

Junho 1,996 1,800 2,565 2,206 1,488 1,095

Julho 1,927 1,726 2,561 2,210 1,472 1,103

Agosto 1,911 1,728 2,558 2,219 1,420 1,088

Setembro 1,906 1,723 2,562 2,228 1,425 1,113

Outubro 1,916 1,727 2,572 2,267 1,533 1,243

Novembro 1,912 1,725 2,597 2,290 1,606 1,324

Variância 0,90% 0,81% 0,90% 0,13% 1,65% 1,19%

Fonte: ANP, 2009.

APÊNDICE C

Histórico de metas para a inflação no Brasil

Ano Norma Data Meta Banda Limites Inferior e Superior Inflação Efetiva

% p.p. % IPCA² % a.a.

1999

Resolução 2.615 30/06/1999

8 2 6-10 8,94

2000 6 2 4-8 5,97

2001 4 2 2-6 7,67

2002 Resolução 2.744 28/06/2000 3,5 2 1,5-5,5 12,53

2003¹ Resolução 2.842 28/06/2001 3,25 2 1,25-5,25

9,30 Resolução 2.972 27/06/2002 4 2,5 1,5-6,5

2004¹ Resolução 2.974 27/06/2002 3,75 2,5 1,25-6,25

7,60 Resolução 3.108 25/06/2003 5,5 2,5 3-8

2005 Resolução 3.108 25/06/2003 4,5 2,5 2-7 5,69

2006 Resolução 3.210 30/06/2004 4,5 2 2,5-6,5 3,14

2007 Resolução 3.291 23/06/2005 4,5 2 2,5-6,6 4,46

2008 Resolução 3.378 29/06/2006 4,5 2 2,5-6,7 5,90

2009 Resolução 3.463 26/06/2007 4,5 2 2,5-6,8 4,50³

2010 Resolução 3.584 01/07/2008 4,5 2 2,5-6,9 -

2011 Resolução 3.748 30/06/2009 4,5 2 2,5-6,10 -

¹ A Carta Aberta, de 21/01/2003, estabeleceu metas ajustadas de 8,5% para 2003 e de 5,5% para 2004.

² Índice de Preços ao Consumidor Amplo.

³ Prognóstico.

Fonte: Banco Central do Brasil, 2009.

APÊNDICE D

Taxa Selic (2009)

Dia Mês

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro

1 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65

2 13,67 12,66 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65

3 12,66 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

4 12,66 12,66 10,16 10,16 8,65 8,65 8,65

5 13,66 12,66 12,66 10,16 10,16 8,65 8,65 8,65

6 13,66 12,66 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

7 13,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65

8 13,66 11,16 10,16 10,16 9,16 8,65 8,65

9 13,66 12,66 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

10 12,66 12,66 10,15 9,16 8,65 8,65 8,65

11 12,66 12,66 10,16 8,65 8,65 8,65

12 13,66 12,66 11,16 10,15 9,16 8,65 8,65

13 13,66 12,66 11,16 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

14 13,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

15 13,66 11,16 10,16 9,16 9,16 8,65 8,65

16 13,66 12,66 11,16 11,16 9,16 9,16 8,65 8,65 8,65

17 12,66 11,16 11,16 9,16 9,16 8,65 8,65 8,65

18 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

19 13,66 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

20 13,65 12,66 11,16 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

21 13,65 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

22 12,65 11,16 10,16 9,16 9,15 8,65 8,65

23 12,66 11,16 11,16 9,16 8,66 8,65 8,65 8,65

24 11,16 11,16 9,16 8,66 8,65 8,65 8,65

25 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

26 12,65 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65

27 12,66 12,66 11,16 11,16 10,16 8,66 8,65 8,65

28 12,66 11,16 10,16 8,65 8,65 8,65 8,65

29 12,66 11,15 10,16 9,16 8,66 8,65 8,65

30 12,66 11,16 10,16 9,16 8,65 8,65 8,65

31 11,16 8,65 8,65

Mediana 13,66 12,66 11,16 11,16 10,16 9,16 9,16 8,65 8,65 8,65 8,65

9,16

Fonte: Banco Central do Brasil (25/11/2009).

ANEXO A

Modelo de Requerimento de Cadastramento e Habilitação Técnica

(Fonte: EPE, 2009).

ANEXO B

Documentos que devem ser anexados ao Requerimento de Cadastramento e Habilitação

Técnica

Nomes Pastas e/ou

Arquivos nos CD Documentos Observações Referência

Anexo

0_Requerimento Requerimento de Cadastramento Conforme o modelo (em duas vias). -

Anexo 1_Registro

ANEEL Registro na ANEEL

Entrega, se disponível, no ato do

cadastramento na EPE.

Portaria MME

21/2008

Anexo 2_Memorial Memorial Descritivo do Projeto Entrega obrigatória no ato do


Portaria MME

21/2008

Anexo 3_Licença

Licença Ambiental Deverá ser apresentada em até 25 dias

antes da data de realização do Leilão. Portaria MME

21/2008

Protocolo de Licença Entrega obrigatória no ato do


Anexo 4_Parecer

Acesso

Parecer de Acesso ONS (Rede Básica

ou DIT) Deverá ser apresentado em até 35 dias

antes da data de realização do Leilão.

Portaria MME

21/2008 Parecer de Acesso - Distribuidora

Protocolo da solicitação do parecer de

acesso

Entrega obrigatória no ato do

cadastramento na EPE. -

Anexo 5_Ficha Dados Ficha de Dados Entrega obrigatória no ato do


Portaria MME

21/2008

Anexo 6_Certificado

Certificado de Consistência das

Medições Anemométricas

Deverá ser apresentada em até 45 dias


Portarias MME

21/2008 e

211/2009

Certificado de Consistência das

Medições Anemométricas emitido até

o mês anterior ao do Leilão



Portaria MME

21/2008

Anexo 7_Direito Uso Direito de usar ou dispor do local a ser

destinado à EOL



Portaria MME

21/2008

Anexo 8_Declaração

Energia SIN

Declaração da quantidade de energia

ao SIN

Deverá ser apresentada em até 45 ou

25 dias antes da data de realização do

Leilão, conforme o caso.

Portarias MME

92/2008 e

211/2009

Anexo 9_Declaração -

Aerogeradores Declaração - Aerogeradores Novos



Portaria MME

211/2009

Anexo 10_Declaração

não Participação

Declaração de não Participação da

Entidade Certificadora



Portaria MME

211/2009

Anexo 11_ Declaração

ICG

Declaração de Interesse Participação

ICG Entrega opcional no ato do cadastramento na EPE.

Anexo 12_Estudos

Ambientais

Estudos e Relatórios de Impacto

Ambiental



Portaria MME

21/2008

Fonte: EPE, 2009.

ANEXO C

Dados técnicos do Aerogerador E-70

Especificações Técnicas

Fabricante Wobben Windpower / ENERCON GmbH

Família E-70

Potência nominal 2.000 a 2.300 kW

Diâmetro do Rotor 71 m

Altura do eixo do Rotor 64-113 m (torre tubular em concreto ou aço e diferentes fundações)

Rotor com controle ativo de ângulo de passo das pás

Tipo De frente para o vento (Upwind)

Sentido de rotação Horário

Número de pás 3 m²

Área varrida pelas pás 3.959 m²

Material das pás Epoxy (reforçado com fibra de vidro), com proteção total contra descargas

atmosféricas

Velocidade do rotor Variável, 6-21,5 rpm

Controle de potência 3 sistemas elétricos de acionamento sincronizado do ângulo de passo das pás,

com suprimento reserva de energia para emergências

Gerador

Eixo Rígido

Mancais Com dois rolamentos cônicos

Gerador Gerador de anel ENERCON com acionamento direto rotor / gerador

Alimentação da rede elétrica Conversor ENERCON

Sistemas de frenagem

3 Sistemas independentes de controle do ângulo de passo das pás

Freio de rotor

Trava de rotor para serviço e manutenção

Controle de orientação Ativo por engrenagens, amortecimento dependente do esforço

Velocidade do vento - início de produção 2,5 m/s

Velocidade do vento - potência nominal 13,5 m/s

Velocidade do vento - corte de produção 28-34 m/s

Sistema de monitoramento remoto ENERCON SCADA

Fonte: Wobben Wind Power.