ENERGIA EÓLICA NO BRASIL:CUSTO DE PRODUÇÃO NIVELADO E PARIDADE DA REDE

Fernando Fachini

Orientador: Roberto Akira YamachitaInstituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo – Este artigo apresenta os valores de custode produção nivelado de cinco usinas eólicas queentrarão na matriz de suprimentos em Janeiro de2017 e de um projeto teste que consiste em umamédia de todos projetos eólicos de 2005 a 2016 pro-jetados em vinte anos, tempo de vida útil de gera-dor eólico padrão, comparados com a média docusto de produção nivelado das usinas hidrelétri-cas instaladas no mesmo período que as usinaseólicas e o estudo de Paridade de Rede no Brasil.

Palavras-Chave: Custo de produção Nivelado Usi-na Hidrelétrica, Usina Eólica, Paridade de Rede.

I- INTRODUÇÃO

A energia eólica está desempenhando um papel im-portante na produção de energia elétrica no âmbito de

gerar energia de forma sustentável e ambientalmentesegura, reduzindo a necessidade de produção da ener-

gia convencional.

A captação de vento para atividades básicas datam por

volta do século VII na Grécia, utilizado para moergrãos e bombear água, porém foi no século XVIII na

Inglaterra, um milênio depois, que o estudo sobre ovento e sua relação com o moinho foi realizado. Ape-

sar de aproximadamente trezentos anos de estudos eaprimoramentos a energia eólica atual é resultado de

uma necessidade energética durante a crise do petró-leo da década de setenta. [1]

O Brasil atualmente é o quarto colocado no rankingmundial em expansão de potência eólica instalada, fi-

cando atrás de países como: Alemanha, Estados Uni-

dos e China. A estimativa é que para 2024 o Brasil te-

nha aproximadamente 24 mil MW de potência instala-dados quais 21 mil MW sendo gerados na região Nor-

deste. Estes 21 mil MW representarão cerca de 45%de toda energia elétrica gerada na região nordestina.

[2]

Para a energia eólica, como todas as outras fontes de

energia renováveis, o custo marginal de longo prazoexcede o preço de mercado. Em um mercado competi-

tivo liberalizado é de se esperar investimentos se e so-mente se o custo marginal de longo prazo for equipa-

rado ao preço de mercado. Em outras palavras, não sedeve esperar quaisquer novos investimentos em ener-

gia eólica, enquanto o princípio de mercado competi-tivo não for cumprido. No entanto, o rápido desenvol-

vimento da energia eólica e do estabelecimento deprogramas de incentivo como, por exemplo, o Progra-

ma de Incentivo às Fontes Alternativas (PROINFA)com suas políticas de subsídio a fontes de energia re-

nováveis tem tornado possível este investimento nopaís.

O principal objetivo deste trabalho é estudar a parida-de da rede de energia eólica brasileira. Paridade de

rede é definido como o ponto em que o custo da ele-tricidade em estudo, no caso a energia eólica, igualar

o custo de produção de energia elétrica por meios tra-dicionais, no caso hidrelétrica e térmica, sem tomar

em consideração subsídios. Foram selecionados cincoprojetos eólicos que farão parte da rede elétrica em Ja-

neiro de 2017: Ouro Branco 1, Ouro Branco 2, Itare-ma IV, Ventos de São Clemente 1 e Ventos de São

Clemente 5. Com a escolha dos projetos, foram reali-

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2016UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

1

zados os cálculos de custo de produção nivelado paraum tempo de vida útil padrão de usina eólica de vinte

anos. Para que uma tecnologia alcance sua paridadede grade, o preço de mercado deve aumentar ou, a

longo prazo, ocorrer a diminuição do custo marginal.[3]

Uma vez obtendo estes ao estimar os preços futurosde energia, informações sobre o desenvolvimento fu-

turo do preço podem ser obtidas. Ao identificar oscomponentes de custos e a estimativa de seu valor, é

obtido cálculo do custo marginal de longo prazo.

II – METODOLOGIA

O custo da energia é expressa como uma função do

seu custo de produção, que é o Custo da Produção Ni-velado (CPN) de uma unidade nivelado através da

central de energia eólica durante toda sua vida útil.Este método é utilizado para a comparação de diferen-

tes fontes de energia e seus custos no mercado paracada MWh. Ao comparar o CPN das turbinas eólicas

com o preço de mercado, uma indicação sobre a efi-ciência econômica da energia eólica é fornecido. [3]

Para este custo, quando encontrado um valor abaixodo CPN da hidrelétrica no Brasil, haverá indicação de

uma fonte de energia competitiva. Um custo de pro-dução nivelado de turbinas eólicas mais elevado que

o preço da energia hidrelétrica indica que o custo delongo prazo de uma unidade de energia eólica é mais

elevado do que a receita obtida a preço de mercadopara essa unidade indicando que a energia eólica é

economicamente ineficiente.

Da mesma forma, este método é utilizado neste traba-

lho para comparar os custos da matriz energética bra-sileira e uma matriz em crescimento no país. Pode-se

utilizar deste recurso para comparação de outras fon-tes de energia como também para comparação de pro-

jetos de fazendas eólicas. [4]

CPN é dado por:

CPN = CT

∑t=1

T

PEA (1 +r )− t

(1)

onde t é o número de anos de vida econômica, PEA épotencial energético anual de geração e CT é o valorpresente sobre taxa de desconto anual.

CT = I+∑t=1

T

(MOt+R t )(1+r)−t−VRt (1+r )

−t (2)

onde I é o investimento total, MO são os custos de

manutenção e operação durante os t anos, R seria Re-trofit termo usado na engenharia para designar moder-

nização e VR seria o valor residual durante os t anos.Por questões de simplicidade, assume-se que a energia

líquida anual é constante [4].

II.1 – Divisão dos custos de Investimento

Embora apenas o investimento total é incluído na fór-mula do custo de produção nivelado (CPN), deve-se

incluir na análise a repartição do projeto em seus cus-tos específicos. [5]

A divisão do custo total do investimento é dado por:

• Turbina: Gerador, Pás.

• Elétrico: Cabos subterrâneos entre torres eólicas,Transformadores de baixa para média tensão e Subes-

tação de média para alta tensão.

• Civil: Fundação, Construção de estradas, Transporte

de peças, Montagem.

• Planejamento e Desenvolvimento: Administrativo e

Projeto, Contingência.

• Operação e Manutenção: Testes, Rotina de Manuten-

ção e Gerenciamento.

II.2 – Custo com Turbina

Até 2000, o crescimento no tamanho da turbina ao

longo do tempo foi uma tendência geral da indústria(Krohn et al.,2009). Nos anos 1980, o diâmetro do ro-

tor foi entre 20 a 40 metros. De acordo com o relató-rio (ECON, 1998) turbinas de 500-600 kW de capaci-

dade foram as mais economicamente vantajosas nosprojetos europeus. Em 2000, o crescimento do tama-

nho da turbina atingiu um período onde o crescimentonão continuou no mesmo ritmo e o fornecimento

onshore agora é dominado por turbinas de diâmetrode cerca de 130 metros, o que implica turbinas na

gama de 1,5 a 3 MW. A empresa de consultoria Re-newables First fornece turbinas eólicas com potência

entre 2 e 3 MW que custam cerca de 2,5 milhões deUS$. [6]

2

II.3 – Custos Elétricos

Custos elétricos normalmente incluem transformado-

res de turbina eólica de baixa-tensão e equipamentoselétricos de manobra e transformadores de alta-tensão

da subestação. O custo de cabeamento elétrico entreas turbinas dentro do parque eólico e os seus respecti-

vos custos de ligação à rede variam de acordo com onúmero de turbinas e obviamente a sua distância da

rede. Nos casos em que o fornecimento de parqueeólico seja de mais de 10MW a conexão em alta ten-

são é a alternativa mais adequada. Para conectar àrede é necessário a transformação de tensão

(22/132kV). Além disso, a eletricidade real produzidapela turbina eólica em si deve ser transformada para a

tensão correta da rede dentro do parque eólico. Estetransformador é relevante para cada turbina eólica,

daí, para cada turbina eólica há um transformador(0,69 / 22kV). Segundo Renewables First, o custo

elétrico é em média 45 mil US$/MW e os custos desubestação são em torno de 38 mil US$/MW nos dan-

do um custo total de aproximadamente 85 milUS$/MW, cerca de 7% do custo total. [6]

II.4 – Custo Civil

Da mesma forma que os custos elétricos, o custo civildepende da quantidade de turbinas no parque eólico,

suas distâncias, condições geográficas tanto no localda construção como no caminho para transporte e os

custos de fundação para turbinas, transformadores esubestações e estruturas para construção das torres,

em torno de 110 mil US$/MW, 10% do custo total. [6]

II.5 – Custos de planejamento e desenvolvimento

Os custos de desenvolvimento incluem opções de ter-

renos, avaliação de vento, estudos geográficos locais,engenharia preliminar, avaliação ambiental e licencia-

mento. Segundo Renewables First estes custos podemvariar de 5 a 10 por cento do custo total. [6]

II.6 – Operação e Manutenção

Em comparação com as fontes de energia convencio-nais os custos operacionais da energia eólica são bai-

xos e não influenciadas por variações nos preços doscombustíveis. Os custos irão depender do número de

turbinas eólicas, o tipo de turbina, condições do local

de operação e do sistema de conexão. Normalmenteessa divisão deve incluir:

• Seguro especial para uma garantia de produção anu-al de energia.

• Os custos de operação, ou seja, o custo da mão-de-obra.

• Os custos de reparo.

• Custos de gestão / Administração.

Segundo Bryars & Holt (2008), o custo de operação emanutenção é de aproximadamente 30 mil

US$/MW/Ano. [6]

III – RESULTADOS

O vento é o único combustível para turbinas eólicas e

é de extrema importância para determinar corretamen-te o potencial energético que entregará ao ser ativado.

A quantidade de energia que pode ser gerada em umadeterminada região do Brasil depende da velocidade

local de ventos. Apesar do potencial energético de saí-da depender de fatores naturais ou seja, imprevisíveis,

vamos considerar que a quantidade de energia forne-cida ano a ano seja constante como forma de simplifi-

car os cálculos. A potência eólica disponível e utilizá-vel de uma região é:

P = 12

ρAu3 (3)

onde P é a potência contida no vento, u é a velocidadedo vento através de uma área A que representa a área

percorrida pelas hélices da turbina e ρ é a densidadedo ar que é expressa por:

ρ (h)=p

RTe(− gh

RT ) (4)

onde ρ é a densidade do ar (kg/m³ ) em função da alti-

tude h, p é a pressão atmosférica ao nível do mar(kg/m2), T é a temperatura do ar (K), g é a aceleração

da gravidade (m/s² ) e R é a constante específica do ar

(J/K mol).

A energia pode ser calculada pelo produto da potência

e do tempo, é possível encontrar a energia de saída deuma turbina eólica sabendo a quantidade de horas de

vento útil. Como o tempo de vida de uma turbina eóli-

ca é de 20 anos, podemos considerar que a média deventos durante 20 anos seja constante também. O

3

Atlas do Potencial Eólico Brasileiro estima a veloci-dade dos ventos por todo o território brasileiro e a

quantidade de horas por ano de ventos que geramenergia em uma turbina eólica, ou seja, a quantidade

de horas de ventos cuja velocidade é acima de 3 m/sdurante o decorrer de todo um ano. [7]

A Figura 1 mostra o mapa do potencial eólico da regi-ão nordeste. A região litorânea do Piauí, Ceará e Rio

Grande do Norte apresentam a maior velocidade mé-dia anual de ventos com valores chegando a 9 m/s [6].

Fig. 1 – Mapa Potencial Eólico do Nordeste.

É valido ressaltar que para um parque eólico, uma ve-locidade média anual maior resulta em potência média

maior entregue pelo gerador.

III.1 – Custo de Produção Nivelado dos projetos

O modelo acima descrito foi utilizado para avaliarcinco projetos que farão parte da malha brasileira de

energia em Janeiro de 2017, ou seja, estão no períodode conclusão de projetos. São eles Ouro Branco 1

(PE), Ouro Branco 2 (PE), Ventos de São Clemente 1(PE), Ventos de São Clemente 5 (PE) e Itarema IV

(CE). Também será avaliado um projeto fictício pelonome de Teste utilizando uma média de todos os pro-

jetos eólicos desde 2005 até 2016, determinando as-sim seu CPN no intuito de tirar conclusões sobre seus

futuros custos e importância para geração de energia.

Como a fonte renovável com maior custo-benefício

no mercado é proveniente da energia hidrelétrica e é amatriz energética de maior relevância dentro do Bra-

sil, esta será a fonte energética utilizada para compa-ração entre os CPN’s. A média do CPN dos projetos

hidrelétricos de 2005 até 2016 é de 107,28 R$/MWh,informação obtida por meio de uma média dos proje-

tos hidrelétricos presentes na planilha de ResultadosGeração presente no site da ANEEL.

Os dados de cada projeto foram adquiridos pelaANEEL enquanto que o custo de produção nivelado

foi calculado utilizando a expressão (1) com vinteanos de vida econômica taxa de desconto anual padro-

nizada de 5% e depreciação de 5% ao ano. Comparan-do os CPN’s dos seis projetos eólicos (Ouro Branco 1,

Ouro Branco 2, Ventos de São Clemente 1, Ventos deSão Clemente 5, Itarema IV e projeto Teste) na Tabela

1 com a média do CPN das usinas hidrelétricas de2005 a 2016 conclui-se que os projetos eólicos que

entrarão na matriz energética em 2017e o projeto Tes-te apresentam CPN elevado sustentando a ideia de

que atualmente a fonte energética com maior custo-benefício é a hidrelétrica sem considerar nenhum tipo

de subsídio por parte da eólica. Desta forma o próxi-mo passo no estudo é determinar quando ocorrerá a

paridade de rede baseado em projeções de custo totalde investimento.

III.2 – Estudo sobre Projeção de CPN

Atualmente não há grandes gargalos de abastecimentona indústria de turbinas eólicas, pelo menos, global-

4

mente devido a rápida expansão da capacidade deprodução em todas as áreas críticas. Prevê-se que os

preços de turbinas eólicas vão diminuir nos próximosanos, mas a qual velocidade é difícil de avaliar e de-

pende do impacto dos fabricantes de turbinas combase na economia e avanço tecnológico.

A Tabela 2 apresenta projeções de reduções de custostotais de parques eólicos instalados até 2050 a partir

de uma variedade de fontes baseado em dados doWorking Paper da International Renewable Energy

do a uma redução de custo de até 40% em 2050. No

entanto, estas reduções continuam altamente incertas.[9]

A energia hidrelétrica é uma tecnologia madura, com-provada comercialmente e há pouco espaço para um a

redução de custo significativo no curto e médio prazo.A inovação tecnológica poderia baixar os custos no

futuro, embora esta será principalmente conduzidapelo desenvolvimento de técnicas mais eficiente nas

Agency (IRENA) . Redução de custos para 2020 estáno intervalo de 9% a 22%, enquanto que em 2030 o

custo estimado de redução aumenta para uma possívelvariação de preço de 10% a 29%. Neste cenário, utili-

zando da aprendizagem com a criação de parqueseólicos maiores, mais eficientes e, unido de um cres-

cimento na geração de energia por meio da eólica,pode-se ter uma queda de custos ainda maior, chegan

principais obras na construção das usinas hidrelétricas(túneis, construção, etc). Alguns estudos preveem uma

redução de custos mínima enquanto que outros umaumento no custo.[10]

A Tabela 3 apresenta os projetos de usinas eólicas quefarão parte da matriz energética brasileira em 2017 e

que apresentaram CPN menor que 107,28 R$/MWh,garantindo paridade, para projeções de redução de

custo baseado em estudos de diversos institutos de

pesquisa de energia elétrica como: International

Energy Agency (IEA), European Wind Energy Asso-

5

ciation (EWEA), Global Wind Energy Council(GWEC) & Matt McDonald Engineering Group.

Parte do problema é a dificuldade em prever o quantoseria reduzido o preço devido a melhorias na área da

engenharia civil e também o fato de que os melhores emais baratos sítios hidrelétricos tipicamente já foram

explorados, sendo assim, será utilizado o valor médiode CPN dos projetos de usinas hidrelétricas de 2005 a

2016, ou seja, 107,28 R$/MWh para todas as compa-rações baseadas nas projeções dos diversos institutos

de pesquisa utilizados nos Working Papers da IRENAaté 2050.

IV – CONCLUSÃO

Durante os últimos 14 anos, o Brasil tem visto um au-

mento rápido no desenvolvimento de energia eólica.Durante este período a expansão da energia eólica au-

mentou de 24,6 MW em 2004 para 9040 MW em2016 e energia eólica é de longe a fonte de energia

com maior taxa de crescimento relativo. O grandecrescimento é largamente atribuída à crescente aten-

ção a problemas ambientais e segurança do abasteci-mento. Uma vez que os custos marginais a longo pra-

zo da energia eólica em geral tenham excedido o pre-ço de mercado, o desenvolvimento de energia eólica

tem sido muito dependente de subsídios. O objetivodeste trabalho foi estudar a chamada paridade de rede,

o ponto em que o custo da eletricidade a partir deenergia eólica será igual ao custo de produção de ele-

tricidade através de fontes tradicionais, tudo isso semlevar em consideração os subsídios. É promissor o fu-

turo da energia eólica no Brasil e no mundo, o aumen-to de projetos offshore acompanhado de avanço tec-

nológico e maior número de fazendas eólicas possibi-lita que o futuro pode gerar reduções de custo convin-

III.3 – Projeção de CPN para Média de ProjetosEólicos de 2005 a 2016

A média de projetos eólicos de 2005 a 2016 gerou umcusto de produção nivelado de 140,44 R$/MWh com

uma potência média de 28,8 MW com fator de capaci-dade 0,3, projeto denominado Teste. Utilizando a pro-

jeção com base nos dados da EWA para 2030 com29% de redução, um novo valor de CPN foi adquirido

de 98,98 R$/MWh, valor abaixo da média de todosCPN de usinas hidrelétricas instaladas de 2005 a

2016, garantindo paridade. Utilizando base de dadosde Mott McDonald, em 2040 com 23% de redução,

projeção do CPN médio será de 105,86 R$/MW tam-bém garantindo paridade como visto na Tabela 3, po-

rém com um valor próximo do CPN médio de usinahidrelétrica deixando o projeto perto da não paridade

como visto na Tabela 4.

centes para que o CPN eólico seja igual ou menor aoCPN de uma hidrelétrica como visto no estudo.

6

V – REFERÊNCIAS

[1] JOHANSSON, E. TOFTEVAAG, T. INTRODUCTION

SLIDES ON WIND ENERGY AND ECONOMY. NTNU. 2014.

[2] NUNES, G, A. MANHÃES, A, A. Energia Eólica

no Brasil: Uma alternativa inteligente frente às de-mandas elétricas atuais. Revista de divulgação do Pro-

jeto Universidade Petrobras e IF Fluminense v. 1, p.163-167, 2010

[3] ANEEL: Site. 2016. Disponível em <www.aneel.-gov.br>. Acesso em 14 Junho de 2016.

[4] JOHANSSON, E. TOFTEVAAG, T. APOSTILAWIND POWER NORWAY. NTNU. 2014.

[5] RENEWABLESFIRST: Site. 2016. Disponível em<https://www.renewablesfirst.co.uk/windpower/wind-

power-learning-centre/how-much-does-a-farm-wind-turbine-small-wind-farm-turbine-cost/>. Acesso em

04 de Julho de 2016.

[6] WOBBEN: Site. 2016. Disponível em

<www.wobben.com.br/produtos/produzidos-no-brasil/e-82-e2-2300-kw>. Acesso em 18 de Julho de

2016.

[7] AMARANTE, O, A, C. SÁ, A, L. ZACK, M, B, J.

Atlas Eólico Brasileiro. Ministérios de Minas e Ener-gia. Brasília, 2001.

[8] MANWELL, J, F. MCGOWAN, J, G. ROGERS,A, L Wind Energy Explained: Theory, Design and Ap-

plication. John Wiley & Sons, 2009.

[9] GIELEN ,D. IRENA WORKING PAPER – Re-

newable Energy Technology: Cost analysis Series –Wind Power: IRENA, ISSUE 5/5, 2012.

[10] GIELEN ,D. IRENA WORKING PAPER – Re-newable Energy Technology: Cost analysis Series –

Hydro Power: IRENA, ISSUE 3/5, 2012.

BIOGRAFIA

Fernando Fachini nasceu em Madrid na Espanha em

27 de abril de 1992. Ingressou na Universidade de Ita-jubá em 2011, participou do programa Ciência sem

Fronteira onde teve o privilégio de estudar na Univer-sidade de Ciência e Tecnologia da Noruega (NTNU)

na cidade de Trondheim em 2014. Participou de even-tos envolvendo empreendedorismo como “Bota para

Fazer” e “Startup Weekend” e fez parte da equipe Ro-bok. Atualmente é estagiário em Logística na empresa

Ambev.

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