Para estimar o potencial de produção de energia os dados eólicos de interesse para o presente estudo são aqueles à altura da turbina eólica (entre 70 e 100 metros). Dados eólicos geralmente são coletados à altura da superfície ou à altura de boias de medição, sendo comuns boias meteorológicas com anemômetros a 3,5 metros, logo, é necessária a extrapolação dos dados para a altura das turbinas eólicas (PIMENTA; KEMPTON; GARVINE, 2008). Dados de boias meteorológicas para costa brasileira possuem pobre cobertura espacial e temporal. Assim, utilizamos uma base de dados satelitária que fornece a velocidade dos ventos a 10 metros numa resolução espacial de 0,25º e temporal de 6 horas para o período de 1987 ao presente (ZHANG; BATES; REYNOLDS, 2006). Neste estudo em específico foram selecionados quatro pontos ao longo da costa brasileira referentes a regiões de maior potencial de exploração, conforme ilustrado na Figura 17. Para cada ponto foram extraídas as séries temporais de vento para o período 20 anos, intervalo de tempo em geral compatível com a vida útil de um parque eólico. A Figura 18 ilustra o comportamento das séries temporais da velocidade do vento para os pontos aqui estudados. Figura 17 – Produção de turbina (MW) média climatológica derivada dos dados satelitários.
Figura 18 – Série representativa dos dados de vento dos pontos P1, P2, P3 e P4
Fonte: Elaborado pelos autores
Os dados de velocidade do vento 𝑉𝑟𝑒𝑓, na altura de referência 𝑧𝑟𝑒𝑓 = 10 metros, foram extrapolados para 𝑧 = 100 metros através da Lei Logarítimica (MANWELL; MCGOWAN; ROGERS, 2010):
𝑉(𝑧) = 𝑉𝑟𝑒𝑓 𝑙𝑛(𝑧/𝑧0) 𝑙𝑛(𝑧𝑟𝑒𝑓/𝑧0)
(13) Onde 𝑧0 é a rugosidade da superfície, definida como 0,2 mm para reservatórios e oceanos. Também é possível calcular a potência do vento 𝑃 (a capacidade de produção de energia) que passa sobre determinada área de varredura da turbina 𝐴 a qualquer velocidade
𝑉 utilizando a seguinte equação:
𝑃 = 1
2 𝜌 𝐴 𝑉3 (14)
Por simplificação, a densidade do ar utilizada é constante, onde 𝜌 = 1.225 𝑘𝑔 𝑚−3. A potência do vento é medida em Watts (W), a área (que refere-se aqui à área varrida pela hélices da turbina eólica) é dada em metros quadrados (𝑚2), e a velocidade do vento em metros por segundo (𝑀 𝑆−1). A potência do vento também pode ser escrita por unidade de área, ou seja, a quantidade de Watts por metro quadrado (𝑊 𝑚2), ao que se dá o nome de densidade de potência (𝐷𝑃 ):
𝐷𝑃 = 𝑃
𝐴 =
1
2𝜌 𝑉3 (15)
Para obter dados da produção de energia próximos da realidade1 o presente estudo
utiliza a curva de potência de uma turbina REpower Systems de 6.15 MW. Esta turbina possui um eixo horizontal que suporta três lâminas com diâmetro de 126 metros, área de cobertura de 12.469 𝑚2 e velocidades de partida e de desligamento respectivamente de 3,5
1É importante ressaltar que o método de estimação não leva em consideração possíveis falhas das
turbinas ou paradas de rotina para manutenção, além do que, os dados coletados sobre a velocidade do vento deveriam ser observados a cada hora, mas, por limitação de disponibilidade, os dados abrangem um intervalo de seis horas entre uma observação e outra.
e 30 𝑚𝑠−1. A velocidade nominal é de 14 𝑚𝑠−1. Este tipo de turbina pode ser instalada numa estrutura de monopilar de aço tubular fincada no fundo do mar até 20 metros de profundidade da água, sendo que a utilização de uma estrutura de treliça pode ampliar para 50 metros a profundidade de instalação no mar. A Figura 19a, ilustra a curva de potência dessa turbina, em outras palavras, o quanto de energia é produzida em função da velocidade do vento. A tecnologia atual fornece turbinas com medidas que chegam a cerca de 45% de eficiência (MANWELL; MCGOWAN; ROGERS,2010). A Figura 19b apresenta uma imagem com turbinas do modelo utilizado neste artigo.
Figura 19 – (a) Curva de velocidade potência para turbina REpower 6M. (b) Turbina instalada sobre estrutura em jaqueta no parque eólico de Thornton Bank II
Fonte: Cortesia REpower Copyright: C-Power N.V., fotógrafo Tom D’Haenens.
No apêndice desse artigo encontram-se amostras dos dados para cada variável explicada. Com esses dados e o modelo de turbina proposto, foi possível calcular a variável de energia gerada utilizada no cálculo do LCOE, que refere-se à produção de energia por hora (MWh) de uma turbina:
𝐸 =
∫︁
𝑃 𝑑𝑡 (16)
Essa variável é obtida pela integração trapezoidal entre a série de horas decorridas com a potência da turbina (CHENEY; KINCAID, 2012):
𝐸 = 1 2 𝑁 −1 ∑︁ 𝑖=1 (𝑡𝑖+1− 𝑡𝑖)[𝑃 (𝑡𝑖) + 𝑃 (𝑡𝑖+1)] (17) 5.1.1 Vantagens e desvantagens da fonte offshore
Uma vez que o estudo de caso trata da instalação de um parque eólico em alto mar, é importante destacar as principais diferenças entre a energia e eólicoa onshore e offshoe.
Na comparação entre empreendimentos eólicos é possível citar vantagens da fonte offshore em relação à onshore, a saber, que o recurso eólico: é maior no mar ((ADELAJA et
al.,2012); (ESTEBAN et al.,2011); (SNYDER; KAISER,2009)); possui menos turbulência e mais estabilidade, o que diminui a fadiga das turbinas e aumenta seu tempo de vida útil (ESTEBAN et al.,2011). A exploração offshore pode gerar mais energia a partir de menos turbinas e possui grande disponibilidade de área marítima sem que seja necessário arrendamento de terrenos ou compras de faixas de terras que encarecem o custo do projeto ((ADELAJA et al., 2012); possui a vantagem de que geralmente as grandes cidades estão situadas em regiões costeiras (SNYDER; KAISER,2009)). Além do que, diferentemente de parques onshore, os parques offshore não possuem problemas logísticos quanto a estradas que não suportem o tamanho do transporte necessário para carregar as turbinas até o local de implantação (SNYDER; KAISER, 2009); e contam com a vantagem de que é possível mitigar o impacto sonoro e visual para as cidades ou comunidades próximas a depender da distância de instalação da costa (ADELAJA et al., 2012; ESTEBAN et al., 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009; SNYDER; KAISER,2009).
Em contrapartida, algumas das desvantagens referem-se: à maior complexidade de instalação no mar, contribuindo para um maior custo de instalação em relação à onshore (ESTEBAN et al.,2011); aos custos de manutenção que também são maiores (ESTEBAN et
al.,2011;MARKARD; PETERSEN,2009;PRäSSLER; SCHAECHTELE,2012;SNYDER; KAISER, 2009), aos próprios materiais usados na fabricação das turbinas, que são mais caros, pois precisam ser resistentes à corrosão marinha (GREEN; VASILAKOS, 2011); aos preços voláteis dos materiais para fabricação das turbinas (GREEN; VASILAKOS, 2011; PRäSSLER; SCHAECHTELE, 2012); à escassez do transporte, isto é, navios su- ficientemente grandes para carregar as turbinas (PRäSSLER; SCHAECHTELE, 2012); à distância da costa, bem como a profundidade da água, que aumentam os custos de instalação (GREEN; VASILAKOS, 2011; MARKARD; PETERSEN, 2009); aos maiores custos de conexão à rede elétrica (ESTEBAN et al., 2011; GREEN; VASILAKOS,2011; MARKARD; PETERSEN,2009; SNYDER; KAISER, 2009); ao risco de ciclones, tempes- tades tropicais e ondas extremas que podem danificar os equipamentos (HONG; MöLLER, 2012;SNYDER; KAISER, 2009); ao impedimento de instalação em determinadas áreas devido à proteção marinha, rota de navios e regiões de pesca (SNYDER; KAISER,2009). A fonte onshore em geral necessita de menos infraestrutura de transmissão (WANG; SUN, 2012).
5.2 CÁLCULO DO VPL
É possível comparar a magnitude de um fluxo em relação a outro por deixá-los sob o mesmo período. Isso pode ser feito trazendo o valor do fluxo futuro para o mesmo
período do valor do fluxo presente por meio de uma taxa de desconto 𝑟, como segue:
𝑉 𝑃 = 𝑉 𝐹
(1 + 𝑟)𝑛 (18)
Chama-se valor presente líquido o resultado da soma de todos os fluxos de caixa futuros trazidos para o mesmo período descontando o valor do investimento, I. Considerando aqui uma frequência anual com n = 1, 2, ..., N, a equação fica como segue:
𝑉 𝑃 𝐿= 𝑁 ∑︁ 𝑛=1 𝑉 𝐹𝑛 (1 + 𝑟)𝑛 − 𝐼 (19)
É importante lembrar que a equação 19 refere-se ao VPL tradicional, que não comporta o valor da flexibilidade gerencial proposta pela TOR. Essa flexibilidade só será captada após a aplicação da TOR.