SLE background and prior convergence results

Em relação à análise estatística das características e do potencial energético da fonte eólica, a distribuição Weibull é consagrada na literatura, sendo considerada a mais adequada para aproximação da velocidade do vento (LI, SU e WU, 2013; SAFARI e GASORE, 2010; AKDAG e GULER, 2009; CUSTODIO, 2013). Segundo Safari e Gasore (2010), o uso da distribuição Weibull é justificado pela simplicidade em estimar os parâmetros para aproximar a distribuição das velocidades de vento apresentadas. A função densidade de probabilidade para uma distribuição Weibull com dois parâmetros é dada pela Equação 10, proposta por Justus et al. (1978): 1 ( ) k k v C k v f v e C C − ₋        =     (10) Sendo,

v = velocidade média do vento (m/s); C= parâmetro de escala (m/s);

k = parâmetro de forma (adimensional).

Para obter os parâmetros de escala e de forma, Custodio (2013) apresenta os cálculos representados pelas Equações 11 e 12, respectivamente:

2 =_{a Lb}` c d

(11)

Sendo:

Γ = função Gamma

Vale ressaltar que a função Gamma, também chamada de função integral exponencial, é muito usada como função do fator de forma k de Weibull, na Equação 11 ela é apresentada em função dos argumentos f1 +L

gh, para os valores descritos na tabela de Custodio (2013).

i = j_` YL, kl ₍₁₂₎

Sendo:

m = desvio padrão da velocidade do vento (m/s)

De acordo com Custodio (2013), para alguns fatores k específicos, a função de Weibull passa a representar outra função conhecida de densidade de probabilidade, algumas delas são: k =1,0 (distribuição exponencial); k =2,0 (distribuição de Rayleigh); k =3,0 (distribuição normal). Ainda em relação ao fator de forma (k), Amarante (2010) ressalta que

maiores valores de k indicam maior constância de ventos, com menor ocorrência de valores extremos.

4.3.2

Cálculo da energia potencial eólica

A potência fornecida por uma turbina eólica varia com o cubo da velocidade do vento e com o diâmetro de seu rotor (CUSTODIO, 2013). A potência elétrica em Watts (W) é dada pela Equação 13: 3 1 2 r P P= ρA v C η (13) Onde, ρ= densidade do ar (kg/m3); Ar = área varrida pelo rotor (m²); v = velocidade média do vento (m/s);

CP = coeficiente aerodinâmico de potência do rotor (adimensional);

η = eficiência do conjunto gerador-transmissões mecânicas e elétricas (adimensional). A área varrida pelo rotor é possível de ser obtida através do cálculo abaixo:

Dn= o × &^2 /4 (14)

Sendo, que:

& = diâmetro do rotor (m).

No que diz respeito ao CP de uma turbina eólica, o valor é adimensional e varia de acordo com a velocidade de vento que incide no local. Conforme será apresentado no Capítulo 5, essa variação foi considerada, e para isso se utilizou-se um cálculo de regressão. Vale ressaltar, que essa consideração é de suma importância para estimar a Garantia Física do projeto, que corresponde à quantidade máxima que o sistema é capaz de suprir a um dado critério de suprimento, neste trabalho e a produção mensal de energia que será produzida pela usina ao longo de cada mês durante um período de 20 anos.

Os cálculos para garantia física dos empreendimentos requerem um demorado e rigoroso estudo que exige diversas certificações dos empreendedores, entretanto como o escopo deste trabalho não é entrar no mérito físico da geração de energia eólica, o cálculo da Garantia Física foi simplificado e utilizará os conceitos apresentados aqui. A seguir será

apresentada a metodologia exigida para o cálculo da garantia física e o cálculo utilizado para esse trabalho.

4.3.1

Cálculo da garantia física e da produção de energia

A metodologia de cálculo para Garantia Física de Empreendimentos Eólicos, segue os conceitos de EPE (2013a), sendo definido pela Equação 15:

9: =)r st× LYuvwx × LYw) Yy)

kzl (15) Sendo:

?90|} = produção anual de energia certificada, referente ao valor da energia anual que é excedido com uma probabilidade de ocorrência igual ou maior a 90% para um período de variabilidade futuro de 20 anos, que deve constar do documento de Certificações Anemométricas e de Produção Anual de Energia, expresso em MWh/ano.

E(~: = taxa de indisponibilidade forçada; ~? = taxa de indisponibilidade programada;

Δ? = estimativa do montante do consumo interno mais as perdas internas até o ponto de

conexão, em MWh/ano.

Conforme foi visto, anteriormente, o cálculo da Garantia Física das Usinas Eólicas exige o cálculo de uma produção anual certificada, que depende de medições anemométricas feitas durante anos pelos empreendedores. Como a realização de medições anemométricas e os detalhes sobre o que concerne da avaliação técnica dessas usinas não faz parte do escopo desse trabalho, o cálculo adotado para a produção anual certificada, equivalente ao ?90_|}, baseou-se no cálculo da energia potencial eólica produzida por cada turbina instalada na usina que está expressa na Equação 10. Além disso, também foram consultados os resultados dos leilões de energia promovidos pela CCEE, para comparar o resultado obtido para a Garantia Física com os das usinas vencedoras desses certames, que possuem perfil semelhante à usina do caso analisado.

Após ser calculada a energia potencial média de cada turbina, foram descontadas as perdas por indisponibilidade e técnicas, de acordo como os empreendedores consideram geralmente no cálculo da energia ofertada pelo produtor, segundo a EPE (2013a).

No caso em estudo utilizou-se a velocidade média anual dos ventos na região em que está localizada a usina para estimar a produção anual certificada, no Capítulo 5 será visto o procedimento com maior detalhe.

Já a Produção Mensal Energia (PME) das turbinas eólicas pode ser calculada pela integração das curvas de potência e da frequência de ocorrência das velocidades do vento, conforme apresentado pela Equação 16. Esse cálculo é importante para avaliar a produção de energia da usina em cada mês, a qual será comparada com a Garantia Física da Usina e consequentemente determinante para valorar a perda ou ganho do gerador em possíveis exposições ao PLD, no mercado de curto prazo (MCP), vale ressaltar que foi obedecida a potência máxima de geração de cada turbina, equivalente a 2 MW.

?C( = 0,73 P`•áƒ? € Q € S€

`•„… iUℎ (16)

4.4

Influência dos ambientes de comercialização de energia

elétrica

As relações comerciais no setor elétrico brasileiro se estabelecem no ACR e no ACL. Os leilões de energia elétrica realizados pela CCEE, por delegação da ANEEL, ocupam papel essencial na contratação de energia renovável no ACR. No ACL, os produtores de energia, incluindo atualmente grandes produtores de energia eólica, tem liberdade para negociar a compra de energia, estabelecendo volumes, preços e prazos de suprimentos. Na Figura 4.1 é caracterizada a visão geral de comercialização no mercado de energia elétrica brasileiro.

Figura 4.1- Visão geral da comercialização de energia Fonte: CCEE (2010)

Ao contrário do que ocorre no ACR, o produtor de energia que atua no ACL está sujeito a estabelecer contratos de menor prazo, o que limita de certa forma a possibilidade de

obter uma remuneração fixa a longo prazo. Além disso, tanto no ACR, quanto no ACL, caso o produtor não consiga gerar 100% da energia firmada no contrato, terá que comprar essa energia liquidando e contabilizando essa diferença no MCP para cumprir o lastro estabelecido na contratação (CCEE, 2010). Na Figura 4.2 é ilustrada essa situação.

Figura 4.2- Liquidação da diferença entre energia contratada e energia verificada no mercado de curto prazo Com isso, o produtor também passa a ficar exposto à flutuação dos Preços de Liquidação de Diferenças (PLD), utilizado para valorar a energia comercializada no mercado de curto prazo e feito através da utilização de dados considerados pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) para otimizar a operação do SIN. O PLD é determinado semanalmente para cada patamar de carga (leve, média e pesada), limitado por preço máximo e mínimo, vigentes para cada período de apuração e submercado (sudeste/centro-oeste, sul, norte e nordeste) (CCEE, 2015a).

Visto que a principal fonte de geração de energia no Brasil é a hídrica, nas estações chuvosas ou em momentos em que ocorre cheia dos reservatórios, o valor do PLD é empurrado para baixo, já em períodos de baixo nível hidrológico o valor do PLD é empurrado para cima. Entretanto em cenário de PLD baixo, ao invés da diferença ser liquidada pelo PLD, a liquidação ocorre pelo Valor Anual de Referência, sendo que nos casos analisados, o critério adotado é o valor maior entre o PLD e o Valor Anual de Referência que servirá como base de cálculo para a liquidação da diferença da produção de energia no MCP.

Dalbem, Brandão e Gomes (2014) explicam que a decisão em utilizar a água acumulada nos reservatórios instantaneamente ou de economizá-la para momentos futuros, também influencia na formação desse preço. A metodologia de cálculo do PLD é feita a partir de modelos matemáticos complexos, que englobam os intervenientes de mercado e um conjunto de cenários para os anos futuros, vale ressaltar que os preços do PLD são muito voláteis.