Para definir a energia disponível a partir de um recurso de energia renovável no seu sistema de energia, é preciso definir cinco características principais:
1. O tipo de energia renovável em questão 2. A capacidade instalada do recurso renovável 3. O perfil de distribuição (por hora por um ano) 4. A parcela de estabilização
5. Fator de correção
Os parâmetros 1-3 são razoavelmente intuitivos. Portanto, será recapitulado apenas a "parcela de estabilização" e o "fator de correção". Assim, conforme o manual do usuário EnergyPlan (2015), a parcela de estabilização é a porcentagem (entre 0 e 1) da capacidade instalada do recurso renovável que pode contribuir para a estabilidade da rede, ou seja, fornecer serviços auxiliares como regulação de tensão e frequência na rede elétrica. Atualmente, as tecnologias de energia renovável, com exceção das usinas hidrelétricas com armazenamento, não contribuem para regular a rede. Portanto, o compartilhamento de estabilização será definido como 0 (zero).
Também no manual do usuário EnergyPlan (2015) tem-se o fator de correção que ajusta a distribuição horária, conforme o fator de capacidade introduzida para cada recurso renovável. Por exemplo, as futuras turbinas eólicas podem ter fatores de maior capacidade e, portanto, a mesma capacidade de vento instalada produzirá mais energia.
Energia eólica onshore
Devido à falta de informações, a produção horária anual do vento onshore foi determinada através das velocidades do vento obtidas no site da Global Atlas Wind (2018) que fornece uma curva de duração de velocidade de vento, onde foi gerada 8784 pontos aleatórios de velocidade de vento. No entanto, para obter a produção horária da energia eólica foi necessário converter a velocidade do vento em potência e em seguida em energia. Para isso, recorreu à curva de potência da turbina marca Vestas, modelo V52 de potência 850 kW, a mesma já instalada nas ilhas do arquipélago, conforme ilustrada na Figura 38. O fator de estabilização foi introduzido como 0 (zero) porque a energia eólica não contribui para a estabilização da rede (CONNOLLY, 2010). Além disso, um fator de correção foi introduzido porque a capacidade de vento instalada e a distribuição usada geraram uma energia eólica anual um pouco mais alta do que a esperada. Para a conversão da energia eólica onshore utilizou um fator de capacidade médio de 35%.
Figura 38 - Curva de potência da turbina eólica Vestas V52 Fonte: Wind-turbine-models.com
Energia eólica offshore
Atualmente, não existem estudos acerca dessa fonte de energia no país, portanto como resultado, baseou-se na distribuição de vento em terra que foi obtido da distribuição onshore combinada com o fator de correção no EnergyPlan. De acordo com Conolly (2010), a distribuição em terra é uma boa fonte de dados, pois explica as variações na velocidade do vento sobre o local desejado. A diferença entre distribuições de vento onshore e offshore é o fator de capacidade mais alto para offshore. Isso é contabilizado pelo fator de correção no EnergyPlan.
Connolly (2010) em um dos seus trabalhos, devido à falta de informações sobre a produção offshore, utilizou dois métodos diferentes para obtenção da produção offshore na Irlanda. No primeiro método utilizou o atlas eólico irlandês, obtendo uma distribuição anual de vento em alto mar a partir de uma bóia de dados localizada perto do parque eólico offshore. Como os dados tiveram uma velocidade média anual do vento abaixo do real em relação a offshore então a curva de distribuição foi aumentada até a velocidade média anual do vento ser a mesma que a velocidade média do vento em alto mar. Finalmente, obteve a curva de potência para uma turbina eólica Vestas V90 selecionada para ser usada na ilha, e calculou a produção esperada para um único ano a partir do parque eólico offshore. Para o segundo método, a partir do fator de capacidade médio de um parque eólico offshore na Irlanda, que era de 40%, foi calculada a produção anual do parque eólico, conforme a Equação 3, que foi o método selecionado para o seu trabalho.
C O
anual P F
E 8760 (3)
Onde,
Eanual é a energia anual produzida (MWh), FC é o fator de capacidade médio do parque eólico
offshore e Po é a potência eólica instalada (MW).
Nesse trabalho, optou-se também pelo segundo método, adotando o mesmo fator de capacidade utilizado para a Irlanda, dado que em Cabo Verde essa informação não se encontra disponível. De acordo com Connolly (2010), este método é melhor quando se simulam alternativas que introduzem novas capacidades de vento em grande escala, já que usa o fator de capacidade média. Em comparação, o primeiro método é melhor se estiver simulando um
parque eólico específico, pois leva em consideração as velocidades específicas do vento naquele local.
Energia fotovoltaica
Assim como a energia eólica, a fotovoltaica também não possui uma base de informações sobre a produção horária. Portanto essas informações foram obtidas através da
Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS), um site que permite obter dados de
irradiação e temperatura solares e ferramentas de avaliação de desempenho da energia fotovoltaica para qualquer local da Europa e África, bem como uma grande parte da Ásia (PVGIS, 2018). Porém, esse site não fornece dados de produção horária de energia, mas sim apenas a distribuição horária anual de potência. No entanto, a partir desses dados de potência, foi feita a conversão para energia, usando um fator de capacidade médio de 14%. Outro problema é que essa distribuição é referente para apenas um dia de cada mês. Para obter os 8784 valores, foi necessário realizar o mesmo procedimento feito na eólica. Além disso, a produção solar fotovoltaica também necessitou de um fator de correção para que obtivesse a energia esperada.
Correntes marítimas
A corrente marítima também é outra fonte que não existe dados disponíveis no país por isso para simular a energia das marés, utilizou a mesma distribuição disponível no EnergyPlan que Lund (2015) usou para Dinamarca, cuja a velocidade das correntes das marés fica próxima à de Cabo verde, em torno de 1 m/s, enquanto que a de Cabo verde é em torno de 0,3 m/s. Porém, foi necessário utilizar um fator de correção do EnergyPlan, para obter uma produção de energia mais próxima do resultado real.
De acordo com HAGERMAN, POLAGYE et al,. (2006), pesquisadores do Reino Unido estimaram que a extração média anual de energia de determinado fluxo não deveria ultrapassar 10% a 20% do total disponível em canais restritos, de forma a minimizar o impacto ambiental. Já em ambientes onde o fluxo é menos restrito, a extração de energia (cinética) poderia chegar a 50%, sem impactos significativos (BLACK&VEATCHLTD, 2005). No caso de Cabo Verde, foi utilizado um fator de capacidade de 50%.