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ESTUDO DO IMPACTO DA

IMPLANTAÇÃO DE USINAS EÓLICAS

NA OFERTA DE ENERGIA DO

SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL

PREPARADO POR LEONTINA PINTO

FEVEREIRO DE 2008

ENGENHO Pesquisa, Desenvolvimento e Consultoria Ltda. Pag 2 / 59 Estudo do Impacto da Implantação de Usinas Eólicas na Oferta de Energia do Sistema Interligado Nacional

ÍNDICE

Sumário Executivo ..................................................................................................................................... 3

Introdução ............................................................................................................................................. 3

O Momento Atual ................................................................................................................................. 4

Uma Nova Proposta .............................................................................................................................. 5

Os Benefícios Oferecidos ...................................................................................................................... 6

CONCLUSÕES ......................................................................................................................................... 8

O Estudo Detalhado .................................................................................................................................. 9

A Formação do Parque Gerador Brasileiro ........................................................................................... 9

O Estado Atual do Sistema .................................................................................................................. 10

A Energia Eólica: Uma Alternativa Efetiva .......................................................................................... 11

O Estudo Realizado ............................................................................................................................. 16

Objetivos ......................................................................................................................................... 16

Metodologia .................................................................................................................................... 17

A Inclusão da Energia Eólica ............................................................................................................ 17

Resultados Obtidos ......................................................................................................................... 18

Análise dos Resultados .................................................................................................................... 56

Conclusões .......................................................................................................................................... 59


SUMÁRIO EXECUTIVO

INTRODUÇÃO

Não há produção ou crescimento sem energia. Este é o insumo básico de um país que quer

crescer. Vale notar que não basta a disponibilidade energética pontual: é necessária uma

disponibilidade constante e segura. Nenhum país pode se dar ao luxo de sofrer períodos de

escassez (os temidos racionamentos) que se traduzem não apenas por um desconforto do

usuário, mas por uma perda de produção que pode levar a sérios golpes em sua economia,

refletindo-se em perdas severas para toda a sociedade.

Em princípio, a natureza foi generosa com o Brasil. A geração de energia no sistema brasileiro

caracteriza-se pela forte predominância da energia renovável e limpa: a hidrelétrica. A

hidroeletricidade, incluindo as usinas de grande porte, as Pequenas Centrais Hidrelétricas

(PCHs) e a importação de Itaipu, responde por aproximadamente 85% da capacidade

instalada.

Em épocas hidraulicamente desfavoráveis (as “secas”), as disponibilidades hidroelétricas

podem ser insuficientes para o atendimento da demanda. Nestes momentos, é necessário

complementar as necessidades energéticas com a geração de usinas térmicas

(aproximadamente 15% de nossa capacidade instalada) – que são utilizadas, no Brasil, como

geradores “reserva” para situações de hidraulicidade críticas, como a que vivenciamos durante

a crise energética de 2001 e o racionamento de 2002.

Normalmente, o planejamento da operação do sistema energético busca minimizar os riscos

de escassez de energia: quando os estoques de água nos reservatórios atingem níveis

considerados críticos, inicia-se a geração térmica preventiva, de modo a preservar a segurança

energética do país. Quanto mais severo é o cenário crítico maior será a quantidade de energia

“suplementar” necessária para suprir a carga. Nosso sistema é cuidadosamente planejado


para dispor de um conjunto de usinas “complementares”, como as térmicas, que possam ser

utilizadas sempre que necessário.

O MOMENTO ATUAL

Após o último racionamento, houve uma forte retração da demanda brasileira – que levou à

redução do risco de desabastecimento, já que nossas necessidades energéticas foram

(compulsoriamente) reduzidas. Esta situação, que poderia parecer confortável é, entretanto,

passada e superada. O país cresceu e necessita de mais energia, porém o sistema não

acompanhou seu crescimento. O retorno ao nível de consumo pré-racionamento, que agora

experimentamos, aproxima-nos cada vez mais da situação de risco quanto à possibilidade de

uma possível seca.

Em princípio, as secas deveriam fazer parte de nosso cotidiano. Elas ocorrem periodicamente

(a cada cinco ou seis anos) e o sistema é, em princípio, planejado para suportá-las. No

entanto, nem sempre isso ocorre. Uma parte significativa de nossa capacidade de geração

térmica baseia-se em um combustível inicialmente farto e barato, mas atualmente escasso ou

mesmo inexistente: o gás natural. Em outras palavras, nossa capacidade de geração, em

momentos de escassez hidráulica, pode estar seriamente comprometida. Muitas destas usinas

a gás natural, quando acionadas, vêm queimando na realidade óleo combustível ou Diesel,

muito mais poluente e caro, levando a um aumento bastante forte nos preços da energia

brasileira.

Esgotada a capacidade térmica, não há muitas outras opções realmente significativas. A

possibilidade concreta de uma seca no verão de 2007/8 traz de volta o fantasma do

racionamento, cada vez mais delineado. No momento em que este texto é escrito, o sistema

Nordeste encontra-se em uma situação bastante crítica: enfrenta o período mais seco desde

2001, tornando necessário acionar a plena capacidade todas as plantas geradoras (a Diesel,

inclusive), já que seus reservatórios encontram-se praticamente vazios (abaixo mesmo de seus

níveis mínimos de segurança). As térmicas do Sistema Sudeste estão sendo igualmente

despachadas. Os preços da energia passaram, em um ano (janeiro de 2006 a janeiro de 2007),


de R$ 22 a R$ 470 (2136%). Em apenas um mês (dezembro de 2006 a janeiro de 2007),

subiram de 204 a 470 (230%).

Apenas para que se tenha idéia do tamanho do risco, o preço associado ao primeiro nível de

racionamento é aproximadamente R$ 600. A proximidade assusta, e sinaliza um risco concreto

e real. Mais assustador que a proximidade do racionamento é saber que as secas são cíclicas e

repetem-se a aproximadamente cada cinco ou seis anos – em outras palavras, lembrando que

os grandes projetos de geração só serão concluídos a partir de 2012, a falta de oferta de

energia coloca-nos, até lá, na rota de uma inevitável escassez. A pergunta não é mais “se”,

mas “quando”, e “com qual profundidade”.

Imaginando-se, entretanto, que a natureza não nos negue a sua generosidade, as chuvas

finalmente cheguem e tragam-nos um pouco mais de tranquilidade (ainda que momentânea),

é inegável a necessidade de uma oferta de geração capaz de reduzir a tremenda volatilidade

de preços que constantemente experimentamos, trazendo a todos os agentes – reguladores,

investidores, consumidores, e principalmente, poder concedente – a necessária garantia de

um funcionamento estável do mercado capaz de oferecer ao país as bases mínimas de um

planejamento sustentável de crescimento.

UMA NOVA PROPOSTA

Neste momento, vale a reflexão: existirá alguma alternativa às caríssimas térmicas a óleo ou à

impagável energia que deixará de ser gerada para impulsionar o desenvolvimento do Brasil? O

ideal seria a busca de uma fonte renovável, abundante e bem localizada – possivelmente nas

regiões mais carentes de energia ou mais vulneráveis às secas. Neste contexto, a energia

eólica reúne qualidades capazes de reverter em curtíssimo prazo um possível cenário de

escassez de eletricidade, a custos aceitáveis pela sociedade brasileira.

Estudos econômico-financeiros têm mostrado que a sabedoria popular conhece há tempos

imemoriais: a fonte eólica é competitiva no Brasil, principalmente no Nordeste, onde são

alcançados os maiores fatores de capacidade de ventos constantes, freqüentes e permanentes

na mesma direção. Os mesmos ventos que impulsionam as bucólicas jangadas constituem um

potencial energético precioso, até agora praticamente inexplorado. Partindo de um cálculo

tímido (75.000 MW brutos, com um fator de aproveitamento de 20% e fator de capacidade de


40%) chegamos a 6.000 MW médios de energia firme: quase 70% da demanda do Nordeste

em 2007 – o suficiente não apenas para tornar a região independente em termos energéticos,

mas tornando-a possível exportadora de energia para as regiões vizinhas. Mais ainda, a

complementariedade dos regimes sazonais eólico e pluviométrico é generosa: o vento e a

água alternam-se, garantindo um suprimento contínuo e confiável, cujos benefícios

ultrapassam a região, estendendo-se a todo o país. Estas características são capazes de

minimizar, e em muito, a volatilidade que faz preços saltarem a níveis extratosféricos em dias.

Um pequeno exercício pode evidenciar a atratividade da geração eólica. Assumiremos um

preço para a comercialização igual a R$200/MWh, realista para as características do Nordeste,

seria muito inferior ao custo das térmicas a óleo agora despachadas. Representaria ainda

aproximadamente 40% do preço spot da energia no momento em que este texto é escrito

(R$470/MWh). A análise, entretanto, não pode restringir-se ao preço; afinal, qual é o preço de

uma escassez de energia, que inviabiliza o crescimento do país? Como mensurar o imenso

impacto econômico e social de um racionamento? Qual o verdadeiro benefício da auto-

suficiência?

Na impossibilidade de responder a questões tão sérias, realizamos um estudo preliminar com

bases técnicas pontuais – focalizamos aqui apenas a operação brasileira e os indicadores mais

utilizados para a avaliação do desempenho de um sistema de energia: o Custo Marginal de

Operação (CMO), que sinaliza os preços de energia, o Risco de Déficit (ou risco de

racionamento) e o Déficit Esperado (o racionamento médio esperado). Voltamos a insistir que

estes são indicadores ainda pobres para descrever toda a profundidade de um cenário de crise

energética – servem apenas como indicadores de benefícios que são infinitamente maiores, e

não podem ser capturados por números frios, saídos de estudos técnicos especializados.

OS BENEFÍCIOS OFERECIDOS

O estudo avalia o impacto da adição de uma pequena parcela de energia eólica ao sistema

brasileiro (aproximadamente 600 Mwmédios firmes, ou 10% do potencial acima descrito), que

poderiam ser rapidamente construídas e disponibilizadas ao país. Utilizamos, para isso, os

dados oficiais do setor, que o ONS disponibiliza publicamente para o mês de Novembro de

2007.


Calculamos inicialmente o O Custo Marginal de Operação, o Risco de Déficit e o Déficit Médio

Mensal e o Risco de Déficit foram então calculados, mês a mês, ao longo do período de

estudo, para todos os submercados brasileiros: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul.

Complementamos ainda esta avaliação com um segundo estudo, que julgamos mais realista:

sabendo da dificuldade associada ao abastecimento de gás, avaliamos o desempenho do

sistema considerando uma redução de 20% da capacidade de geração nas térmicas a gás

durante os anos de 2008 e 2009 a um custo fixo e igual ao tomado pelo ONS em

dezembro/2007 – um cenário ainda bastante otimista, inclusive já estudado concretamente no

setor em passado recente. Consideramos aqui uma expansão concreta da energia eólica – em

outras palavras, analisamos a inclusão de plantas que realmente poderiam ser construídas e

disponibilizadas ainda em 2009.

As simulações e a análise dos casos estudados levaram às seguintes conclusões:

� Em praticamente todos os casos estudados a implantação de usinas eólicas se mostrou

significativamente benéfica para o sistema integrado. O Custo Marginal (sinalizador dos

preços de energia) baixou em todos os subsistemas (em todo o país), o Risco de Déficit

(risco de racionamento) reduz-se – muitas vezes a patamares históricos considerados

aceitáveis (cerca de 5%), e o Déficit Esperado apresenta uma significativa redução.

� Esta influência benéfica é mais sentida na região Nordeste. Entretanto, seu alcance não

se limita às regiões onde as usinas são implantadas (maciçamente no Nordeste, com

significativa parcela no Sul). Todo o país beneficia-se com a redução de custos e riscos,

inclusive a região Sudeste (onde se observa uma gande redução de custos e riscos) e a

região Norte – que apesar de não dispor, nesta configuração, de usinas eólicas, recebe

uma complementação importante vinda do Nordeste.

� A influência benéfica da implantação de usinas eólicas é mais sensível nos anos de

2008 e 2009 – exatamente os anos mais críticos, onde o risco de racionamento é

maior. Vale notar que, apesar de a entrada significativa de eólicas só ocorrer ao longo

de 2009 e 2010, seu benefício já é sentido a partir de 2008: o aumento da

disponibilidade em 2009 possibilita a redução do “estoque preventivo” de 2008. Em

outras palavras, parte da “reserva estratégica” de água que deveria ser guardada para

o futuro (à custa de uma complementação térmica mais cara) passa a ser utilizada na


geração imediata, uma vez que a disponibilidade futura é maior. Em conseqüência, a

complementação térmica reduz-se, assim como seus custos associados.

� O custo operativo evitado total, pela implantação de usinas eólicas, no período de

2009/11 é estimado em 4 bilhões de reais, aproximadamente 20% do custo total de

operação.

CONCLUSÕES

O benefício da implantação de um parque de energia eólica no sistema brasileiro chega a

impressionar. Gera empregos, beneficia regiões energeticamente esgotadas, reduz os custos

de energia e traz os riscos do sistema a patamares tradicionalmente aceitáveis. Mitiga o efeito

das secas, reduz nossa dependência do gás natural e afasta o fantasma do racionamento.

Todos os indicadores técnicos – calculados com metodologia e dados oficiais do setor –

apontam para uma melhoria do sistema crucial no momento em que voltamos a enfrentar os

riscos de uma crise energética – cujos efeitos infelizmente sofremos em passado recente.

A implantação da energia eólica no Brasil vem já com atraso. A maior parte dos países

europeus, além dos Estados Unidos, já se beneficia desta energia limpa, renovável, fartamente

disponível e complementar ao parque já instalado. Se a decisão sobre a implantação da

geração eólica em maior escala houvesse sido tomada com antecipação suficiente para

implantá-la antes de 2008, os ganhos seriam, sem dúvida, significativamente maiores.

Quanto mais essa decisão se posterga, mais irresgatáveis se tornam os benefícios perdidos

para a sociedade.


O ESTUDO DETALHADO

A FORMAÇÃO DO PARQUE GERADOR BRASILEIRO

A geração de eletricidade no sistema brasileiro caracteriza-se pela forte predominância das

hidrelétricas com complementação de fontes térmicas. A hidroeletricidade, incluindo as usinas

de grande porte, as Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) e a importação de grande parcela

de Itaipu somam aproximadamente 85% da capacidade instalada.

A maior parte do sistema brasileiro de geração tem, portanto, uma disponibilidade variável em

função das condições hidrológicas e das grandes incertezas de vazões. Para minimizar a

dependência da disponibilidade em função das afluências, construímos inicialmente

reservatórios que operavam em modo plurianual, capazes de regular as variações das vazões

naturais e atender ao crescimento da carga previsível à época.

Com o passar dos anos, a instalação de grandes reservatórios foi ficando cada vez mais difícil,

tanto pelas restrições ambientais quanto pelas contestações econômicas e sociais. Novos

reservatórios não conseguiram ser implantados com a velocidade necessária para

atendimento da carga em crescimento. A dificuldade em construir uma grande barragem,

atualmente, é extrema – o que dificulta enormemente planejar um parque gerador

hidroelétrico que acompanhe o ritmo do crescimento da demanda.

Vieram então as usinas térmicas, em auxílio a um sistema hidrelétrico já em seu limite. Plantas

com possibilidade de queimar gás natural – inicialmente farto e barato – foram espalhadas

pelo país, na expectativa de utilização das reservas da Bolívia e da produção nacional.


O ESTADO ATUAL DO SISTEMA

A operação hidrotérmica depende fundamentalmente das disponibilidades hidráulicas, e

conseqüentemente das afluências hidrológicas aos reservatórios. Aleatórias por natureza, as

afluências podem ser extremamente generosas ou escassas em nosso país – o que torna a

decisão de operação tremendamente sujeita a incertezas. A Figura 1 apresenta o gráfico das

energias afluentes à região Sudeste/Centro Oeste no período 1931/2003. Pode-se ver os

momentos de escassez (quando os volumes baixam a praticamente zero) e de excessos

(quanto os volumes ultrapassam a capacidade máxima, ocasionando vertimentos).

FIGURA 1 – ALEATORIEDADE HIDROLÓGICA

Sabe-se que os períodos de escassez hidrológica (as secas) ocorrem periodicamente

(grosseiramente a cada cinco ou seis anos) e requerem a complementação energética de


outras fontes. O Planejamento energético brasileiro baseia esta complementação em geração

térmica – principalmente no combustível que se acreditava farto e barato: o gás natural.

No momento de necessidade, entretanto, a esperada fartura não se confirmou. A hidrologia

atual – até agora desfavorável – requer uma complementação térmica que não pode ser

suprida pelas térmicas a gás natural. Apenas para mencionar um exemplo, o sistema Nordeste

encontra-se no segundo pior período seco dos últimos seis anos (confirmamdo a periodicidade

típica de recorrência das secas, a cada cinco ou seis anos). Os reservatórios da região

Nordeste registram níveis de armazenamento alarmantemente baixos, praticamente atingindo

os níveis de segurança ditados pela curva de aversão ao risco. O reservatório de Sobradinho

dispõe de apenas 14,72% da capacidade.

Para enfrentar a escassez, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) iniciou a

adoção de medidas para preservar o abastacimento da região. A partir de 19/12/2007 plantas

a óleo combustível localizadas no submercado Nordeste estão sendo despachadas e gerando a

plena capacidade.

No momento em que este texto é escrito (10 de janeiro de 2008), os preços de energia

atingem o patamar de R$ 470/MW med – perigosamente perto dos R$ 600 que caracterizam o

racionamento. Térmicas a óleo combustível já estão sendo despachadas em todo o Sudeste, e

o ONS (Operador Nacional do Sistema) busca, de todas as formas, otimizar a oferta de energia.

Os profissionais que viveram a crise energética de 2001/2002 reconhecem os ingredientes

principais do cenário. A demanda de energia atinge novamente os patamares daquela época, e

nossa capacidade de geração não evoluiu significativamente; os grandes aproveitamentos

hidráulicos ainda não foram construídos, as térmicas a gás natural não são capazes de oferecer

a prometida complemetação e as energias alternativas não atingiram um nível

suficientemente alto para aportar o necessário alívio ao sistema.

A ENERGIA EÓLICA: UMA ALTERNATIVA EFETIVA


Neste contexto, torna-se mais que importante – crucial – a busca por novas alternativas

capazes de trazer não apenas um alívio aos riscos que vivemos, mas também uma estabilidade

que nos permita o planejamento, a operação e a comercialização da energia em termos

confiáveis e sustentáveis. O aproveitamento de outras fontes primárias renováveis disponíveis

em abundância no país pode surgir como solução em substituição ao gás natural que não

existe, às caríssimas térmicas a óleo combustível ou diesel, ou à impagável energia que deixará

de ser gerada para impulsionar o desenvolvimento do Brasil.

Das demais fontes renováveis, a eólica é aquela que reúne qualidades capazes de reverter em

curtíssimo prazo um possível cenário de escassez de energia, a custos aceitáveis pela

sociedade brasileira.

A Figura 2 mostra o potencial eólico brasileiro por regiões. Pode-se observar que justamente

o Nordeste, mais vulnerável em termos de recursos hidrológicos e que enfrenta atualmente

uma severa escassez, possui o maior potencial eólico do País. A região é dona de

aproximadamente metade do potencial do Brasil, avaliado em 143 GW,

Vale notar que este potencial pode ser imensamente maior. Os números aqui apresentados

referem-se ao potencial bruto estimado em 2001, aplicando-se dados de ventos mapeados e

disponíveis à época com equipamentos aerogeradores com a tecnologia da época. Atualmente

os aerogeradores possuem potências unitárias de cerca de 4 vezes maiores que as

considerados na concepção do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [1] e as estruturas que os

sustentam praticamente dobraram de tamanho, permitindo um melhor aproveitamento do

vento e otimização de projetos de parques eólicos. Com as tecnologias atuais de geração,

poderíamos considerar um potencial de 150.000 MW, apenas no Nordeste.


FIGURA 2 – POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO

Tomando apenas 20% do potencial considerado no Atlas do Potencial Eólico Brasileiro [1]

(75000MW) com fator de capacidade igual a 40%, chega-se a um valor de 6.000 Mwmédios –

70% de toda a carga do Nordeste em 2007, montante não desprezível em qualquer cenário e

bastante relevante num cenário de escassez.


O modo de operação de uma planta eólica é completamente diferente daquele de uma

térmica. Por se tratar de recurso não armazenável, a usina eólica tem prioridade de despacho.

Considerando-se que na Região Nordeste os fatores de capacidade de parques eólicos são

superiores a 40%, que os ventos são bem conhecidos e com comportamento bem

determinado (velocidade, direção e sazonalidade regulares) e, ainda, que essas usinas podem

estar distribuídas por uma vasta faixa litorânea, sempre haverá alguma geração, o que pode

trazer ganhos operativos relevantes para o Sistema Interligado – inestimáveis em momentos

como o que agora enfrentamos.

Estes ganhos tornam-se ainda maiores quando observamos uma importante característica

natural da região Nordeste: a complementaridade sazonal entre as fontes hídricas e eólicas,

conforme mostrado na Figura 3. As Energias Naturais Afluentes aos reservatórios e a geração

eólica típica complementam-se – as disponibilidades de uma crescem quando as da outra

declinam. A estabilização da oferta pode ser fundamental para a establização dos preços de

mercado – que exibem historicamete uma volatilidade e gera uma enorme insegurança para o

investidor e um risco econômico/financeiro significativo para todos os agentes.


FIGURA 3 – ENERGIAS AFLUENTES AO NORDESTE X GERAÇÃO EÓLICA TÍPICA

A Energia eólica nordestina oferece ainda várias outras vantagens.

� A proximidade dos sítios com bons recursos eólicos aos centros de carga permite a

economia em sistemas de transmissão de energia.

� As características específicas da região Nordeste (principalmente o alto fator de

capacidade) tornam viáveis empreendimentos com valores comercializáveis de energia

na faixa de US$ 50 a 100/MWh, valor muito menor que o de uma planta térmica a óleo

combustível/diesel, por exemplo.

� A velocidade de implantação de um empreendimento é bastante alta – pode-se

implantar uma usina (20 a 100) em apenas 6 a 12 meses..

� O parque gerador cria empregos na região e traz desenvolvimento barato, limpo e

sustentável

� A própria energia é limpa; não agride o meio ambiente, como as térmicas a óleo

combustível/diesel que apresentam altos níveis de emissões. O uso da energia eólica

estaria em plena consonância com a tradição brasileira de geração limpa e com as

crescentes exigencias globais de sustentabilidade ambiental.

Energia Natural Afluente NE

0

5000

10000

15000

20000

25000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Meses

MWmed

200220032004200520062007Ger Eolica

jan setjunfev mar abr mai jul ago out nov dez


A potência mundial instalada no início de 2007 é da ordem de 75.000 MW (no final de 2007

ultrapassou os 90.000 MW). No Brasil, o PROINFA espera implantar 1.423 MW

(54 empreendimentos) até o final de 2008. Atualmente o Brasil dispõe de uma potencia eólica

instalada de 237 MW instalados, sendo que destes, 208 MW contratados pelo PROINFA.

O ESTUDO REALIZADO

OBJETIVOS O objetivo deste estudo é a avaliação quantitativa dos benefícios da implantação de um

parque de energia eólica no Brasil. Utilizamos, para medir estes benefícios, os indicadores

mais conhecidos no setor:

� O CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO (CMO) EM CADA SUBMERCADO

O CMO é o custo marginal de operação, definido como o custo de atendimento de um

acréscimo da carga no submercado. Ele depende, em cada momento, da situação

hidrológica e, por este motivo, usa-se o seu valor esperado quando se quer estudar o

equilíbrio estrutural entre oferta e demanda de energia. O CMO é tomado como

balizador para o preço “spot” da energia e é percebido, no setor, como o sinal de

preços para o estabelecimento de contratos.

� O VALOR ESPERADO DO DÉFICIT

É definido como a Esperança de Déficit futura, calculado sobre todos os possíveis

cenários examinados

� O RISCO DE DÉFICIT, ASSOCIADO AO RISCO DE RACIONAMENTO.

O Risco de Déficit é o percentual dos cenários simulados onde ocorreu algum déficit de

energia.


METODOLOGIA

Reproduzimos o cálculo da operação ótima oficial do setor para o mês de dezembro de 2007.

As hipóteses, restrições, dados e condições iniciais são idênticas às utilizadas no setor e

publicamente disponíveis na página do ONS.

A única diferença repousa nas séries hidrológicas utilizadas. Sabe-se que os resultados do

programa oficial são muito variáveis, e dependem fortemente da versão utilizada e das séries

hidrológicas contempladas. Para minimizar esta variabilidade, que poderia gerar algum

desconforto quanto à confiança dos resultados, optamos por utilizar toda a série histórica

disponível (2000-2006). Assim, garantimos a coerência e a invulnerabilidade quanto a

controles ou parâmetros que possam distorcer os resultados – que desejamos precisos e fiéis

à realidade. Todos os outros dados e condições – inclusive os armazenamentos iniciais –

refletem fielmente o conhecido “PMO” (Programa Mensal de Operação) utilizado pelo ONS.

Utilizamos em nossos cálculos um programa (software) próprio, que reproduz toda a

metoologia utilizada no programa oficial – o Newave, cuja entrada de dados foi modificada

para permitir a introdução dos dados do parque eólico simulado.

Ainda reproduzindo o cálculo oficial do setor, simulamos a operação de dez/2007 a dez/2011,

com toda a previsão de demandas e expansão da oferta considerada pelo ONS.

A INCLUSÃO DA ENERGIA EÓLICA

A inclusão da energia eólica (capacidade máxima e fator de capacidade) é descrita através das

tabelas a seguir:

2008 2009 2010 2011 2012 2013

NE 765 1200 1700 1700 1700 1700


SE/CO 160 160 160 160 160 160

SUL 215 300 300 300 300 300

TOTAL 1050 1500 2000 2000 2000 2000

FATOR DE CAPACIDADE

Mês NE SE/CO SUL

J 35 31 29

F 30 28 27

M 28 28 26

A 29 30 27

M 30 33 29

J 31 36 33

J 38 39 37

A 48 42 38

S 59 42 38

O 67 40 37

N 58 37 33

D 46 33 31

Tabela 1 – Inclusão do Parque Eólico

RESULTADOS OBTIDOS

A lista de casos simulados mês a mês durante o período de estudo é mostrado na Tabela 1.


Caso nº Sub-sistema Parâmetro Calculado Gás Eólicas

1 Nordeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plena Sem geração eólica.

2 Nordeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

3 Nordeste Custo Marginal de OperaçãoCom geração a gás reduzida em

20% apenas em 2008 e 2009 Sem geração eólica.


20% apenas em 2008 e 2009Com geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.55 Sudeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plena Sem geração eólica.

6 Sudeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

7 Sudeste Custo Marginal de OperaçãoCom geração a gás reduzida em




Tabelas A1.2 e A1.59 Sul Custo Marginal de Operação Com geração a gás plena Sem geração eólica.

10 Sul Custo Marginal de Operação Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

11 Sul Custo Marginal de OperaçãoCom geração a gás reduzida em




Tabelas A1.2 e A1.513 Nordeste Déficit de Energia Com geração a gás plena Sem geração eólica.

14 Nordeste Déficit de Energia Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

15 Nordeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em


16 Nordeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em


Tabelas A1.2 e A1.517 Sudeste Déficit de Energia Com geração a gás plena Sem geração eólica.

18 Sudeste Déficit de Energia Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

19 Sudeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em


20 Sudeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em


Tabelas A1.2 e A1.521 Sul Déficit de Energia Com geração a gás plena Sem geração eólica.

22 Sul Déficit de Energia Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

23 Sul Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em


24 Sul Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em


Tabelas A1.2 e A1.525 Nordeste Risco do Déficit Com geração a gás plena Sem geração eólica.

26 Nordeste Risco do Déficit Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

27 Nordeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em


28 Nordeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em


Tabelas A1.2 e A1.529 Sudeste Risco do Déficit Com geração a gás plena Sem geração eólica.

30 Sudeste Risco do Déficit Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

31 Sudeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em


32 Sudeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em


Tabelas A1.2 e A1.533 Sul Risco do Déficit Com geração a gás plena Sem geração eólica.

34 Sul Risco do Déficit Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

35 Sul Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em


36 Sul Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em


Tabelas A1.2 e A1.5


6 – Resultados das Simulações

Os resultados das simulações são apresentados na forma de gráficos comparativos, grupando-

se os casos sem e com a implantação de usinas eólicas, em que foram mantidos os demais

parâmetros. Os gráficos são traçados do início do ano de 2008 ao final de 2011/ início de 2012.

Para interpretação dos resultados a partir do ano de 2009, conforme premissa geral adotada

no estudo, basta desconsiderar os resultados do ano de 2008. Maiores esclarecimentos a este

respeito podem ser encontrados no item 7 – Análise dos Resultados.

Os resultados dos Casos 1 e 2 da Tabela 1 são plotados na Figura 6. Os gráficos mostram, para

o sub-sistema Nordeste, a influência da geração eólica no Custo Marginal de Operação ao

longo do tempo, com a geração a gás natural plena.

CUSTO MARGINAL AO LONGO DO TEMPO (R$ / MWh):


FIGURA 6 -


1 Nordeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plena Sem geração eólica.

2 Nordeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5

Valor máximo sem eólicas ==> 295

Tempo de ocorrência

==> set/08

Valor correspondente com eólicas ==> 197

Redução devida às

eólicas ==> 98

Redução percentual

devida às eólicas ==> 33

Redução entre os máximos devida às

eólicas ==> 98

Valor correspondente sem eólicas ==> 295


==> set/08Valor máximo

com eólicas ==> 197


eólicas ==> 98



Redução percentual entre os máximos devida às eólicas

==> 33



==> out/08


Máxima redução


Máxima redução percentual




==> jul/09



eólicas ==> 41



Redução entre os máximos devida às

eólicas ==> 41



==> jul/09Valor máximo



eólicas ==> 41



Redução percentual entre os máximos devida às eólicas

==> 25



==> jul/09


Máxima redução




Casos 1 e 2

2008

2009



o sub-sistema Nordeste, a influência da geração eólica no Custo Marginal de Operação ao

longo do tempo, se a capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em

2008 e 2009.


FIGURA 7






Tabelas A1.2 e A1.5




==> out/08



eólicas ==> 14



Redução entre os máximos




==> out/08Valor máximo



eólicas ==> 14



Redução percentual entre

os máximos devida às

eólicas ==> 5



==> jul/08


Máxima redução






==> jun/09



eólicas ==> 26



Redução entre os máximos







eólicas ==> 14




os máximos devida às

eólicas ==> 11



==> set/09


Máxima redução




Casos 3 e 4

2008

2009



o sub-sistema Sudeste, a influência da geração eólica no Custo Marginal de Operação ao longo

do tempo, com a geração a gás natural plena.


FIGURA 8

Caso nº Sub-sistema Parâmetro Calculado Gás Eólicas5 Sudeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plena Sem geração eólica.

6 Sudeste Custo Marginal de Operação Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> abr/08



eólicas ==> 35



Redução entre os máximos devida às eólicas ==> 35



==> jan/08Valor máximo



eólicas ==> 6




os máximos devida às eólicas

==> 16



==> mai/08


Máxima redução






==> ago/09



eólicas ==> 33









eólicas ==> 30





==> 16



==> abr/09


Máxima redução




Casos 5 e 6

2008

2009



o sub-sistema Sudeste, a influência da geração eólica no Custo Marginal de Operação ao longo

do tempo, se a capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em 2008 e

2009.


FIGURA 9






Tabelas A1.2 e A1.5




==> ago/08



eólicas ==> 46









eólicas ==> 0





==> 3



==> ago/08


Máxima redução






==> mar/09



eólicas ==> 31









eólicas ==> 8





==> 13



==> ago/09


Máxima redução




Casos 7 e 8

2008

2009


Os resultados dos Casos 9 e 10 da Tabela 1 são plotados na Figura 10. Os gráficos mostram,

para o sub-sistema Sul, a influência da geração eólica no Custo Marginal de Operação ao longo

do tempo, com a geração a gás natural plena.


FIGURA 10

Caso nº Sub-sistema Parâmetro Calculado Gás Eólicas9 Sul Custo Marginal de Operação Com geração a gás plena Sem geração eólica.

10 Sul Custo Marginal de Operação Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> abr/08



eólicas ==> 26






==> fev/08Valor máximo



eólicas ==> 6





==> 11



==> mai/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 28









eólicas ==> 28





==> 16



==> abr/09


Máxima redução




Casos 9 e 10

2008

2009



para o sub-sistema Sul, a influência da geração eólica no Custo Marginal de Operação ao longo

do tempo, se a capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em 2008 e

2009.


FIGURA 11






Tabelas A1.2 e A1.5




==> fev/08



eólicas ==> 35









eólicas ==> 0





==> 2



==> fev/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 25






==> abr/09Valor máximo



eólicas ==> 8





==> 10



==> jun/09


Máxima redução




Casos 11 e 12

2008

2009



para o sub-sistema Nordeste, a influência da geração eólica no Déficit ao longo do tempo, com

a geração a gás natural plena.

DEFICITS AO LONGO DO TEMPO (MWmed constantes no mês):

FIGURA 12

Caso nº Sub-sistema Parâmetro Calculado Gás Eólicas13 Nordeste Déficit de Energia Com geração a gás plena Sem geração eólica.

14 Nordeste Déficit de Energia Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> set/08



eólicas ==> 12






==> jun/08Valor máximo

com eólicas ==> 15


eólicas ==> 1





==> 41



==> set/08


Máxima redução






==> ago/09



eólicas ==> 4






==> mai/09Valor máximo

com eólicas ==> 8


eólicas ==> 3





==> 32



==> mar/09


Máxima redução




Casos 13 e 14

2008

2009



para o sub-sistema Nordeste, a influência da geração eólica no Déficit ao longo do tempo, se a

capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em 2008 e 2009.


FIGURA 13


15 Nordeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em 20%

apenas em 2008 e 2009 Sem geração eólica.

16 Nordeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em 20%

apenas em 2008 e 2009Com geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> ago/08



eólicas ==> 24






==> mar/08Valor máximo



eólicas ==> 0





==> 1



==> ago/08


Máxima redução






==> mar/09



eólicas ==> 25







com eólicas ==> 99


eólicas ==> 25





==> 20



==> jan/09


Máxima redução




Casos 17 e 18

2008

2009



para o sub-sistema Sudeste, a influência da geração eólica no Déficit ao longo do tempo, com

a geração a gás natural plena.


FIGURA 14


17 Sudeste Déficit de Energia Com geração a gás plena Sem geração eólica.

18 Sudeste Déficit de Energia Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> ago/08



eólicas ==> 24









eólicas ==> 0





==> 1



==> ago/08


Máxima redução






==> mar/09



eólicas ==> 25







com eólicas ==> 99


eólicas ==> 25





==> 20



==> jan/09


Máxima redução




2008

2009



para o sub-sistema Sudeste, a influência da geração eólica no Déficit ao longo do tempo, se a



FIGURA 15


19 Sudeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em 20%


20 Sudeste Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em 20%


Tabelas A1.2 e A1.5




==> mar/08



eólicas ==> 53









eólicas ==> 53





==> 20



==> fev/08


Máxima redução






==> mar/09



eólicas ==> 0









eólicas ==> 0





==> 0



==> dez/08


Máxima redução




Casos 19 e 20

2009



para o sub-sistema Sul, a influência da geração eólica no Déficit ao longo do tempo, com a

geração a gás natural plena.


FIGURA 16


21 Sul Déficit de Energia Com geração a gás plena Sem geração eólica.

22 Sul Déficit de Energia Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> jan/08



eólicas ==> 6







com eólicas ==> 36


eólicas ==> 6





==> 15



==> fev/08


Máxima redução






==> mar/09



eólicas ==> 6







com eólicas ==> 26


eólicas ==> 6





==> 20



==> jan/09


Máxima redução




Casos 21 e 22

2008

2009



para o sub-sistema Sul, a influência da geração eólica no Déficit ao longo do tempo, se a



FIGURA 17


23 Sul Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em 20%


24 Sul Déficit de EnergiaCom geração a gás reduzida em 20%


Tabelas A1.2 e A1.5




==> jan/08



eólicas ==> 19







com eólicas ==> 55


eólicas ==> 19





==> 25



==> mar/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 6







com eólicas ==> 34


eólicas ==> 0





==> 13



==> dez/09


Máxima redução




Casos 23 e 24

2008

2009



para o sub-sistema Nordeste, a influência da geração eólica no Risco de Déficit ao longo do

tempo, com a geração a gás natural plena.

RISCOS DE ALGUM DEFICIT MENSAL AO LONGO DO TEMPO (%):

FIGURA 18


25 Nordeste Risco do Déficit Com geração a gás plena Sem geração eólica.

26 Nordeste Risco do Déficit Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5


Valor máximo sem eólicas ==> 11,4


==> ago/08

Valor correspondente com eólicas ==> 9,9


eólicas ==> 1,5




Valor correspondente sem eólicas ==> 9,9



com eólicas ==> 9,9


eólicas ==> 0,0





==> 13



==> out/08


Máxima redução

devida às eólicas ==> 5,8





==> jan/09



eólicas ==> 1,4






==> abr/09Valor máximo



eólicas ==> 0,0





==> 0



==> abr/09


Máxima redução




Casos 25 e 26

2008

2009



para o sub-sistema Nordeste, a influência da geração eólica no Risco de Déficit ao longo do

tempo, se a capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em 2008 e

2009.


FIGURA 19


27 Nordeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em 20%


28 Nordeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em 20%


Tabelas A1.2 e A1.5




==> out/08



eólicas ==> 1,5



Redução entre os máximos devida às eólicas ==> 1,5



==> out/08Valor máximo



eólicas ==> 1,5





==> 11



==> out/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 0,0









eólicas ==> 0,0





==> 0



==> abr/09


Máxima redução




Casos 27 e 28

2008

2009



para o sub-sistema Sudeste, a influência da geração eólica no Risco de Déficit ao longo do

tempo, com a geração a gás natural plena.


FIGURA 20


29 Sudeste Risco do Déficit Com geração a gás plena Sem geração eólica.

30 Sudeste Risco do Déficit Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> fev/08



eólicas ==> 1,3









eólicas ==> 1,3





==> 16



==> fev/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 1,4









eólicas ==> 0,0





==> 0



==> jan/09


Máxima redução




Casos 29 e 30

2008

2009



para o sub-sistema Sudeste, a influência da geração eólica no Risco de Déficit ao longo do

tempo, se a capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em 2008 e

2009.


FIGURA 21



31 Sudeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em 20%


32 Sudeste Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em 20%


Tabelas A1.2 e A1.5



==> fev/08



eólicas ==> 4,2









eólicas ==> 2,8





==> 22



==> abr/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 1,5









eólicas ==> 1,5





==> 21



==> abr/09


Máxima redução




Casos 31 e 32

2008

2009



para o sub-sistema Sul, a influência da geração eólica no Risco de Déficit ao longo do tempo,

com a geração a gás natural plena.


FIGURA 22


33 Sul Risco do Déficit Com geração a gás plena Sem geração eólica.

34 Sul Risco do Déficit Com geração a gás plenaCom geração eólica conforme

Tabelas A1.2 e A1.5




==> jan/08



eólicas ==> 0,0









eólicas ==> 0,0





==> 0



==> out/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 1,4









eólicas ==> 0,0





==> 0



==> jan/09


Máxima redução




Casos 33 e 34

2008

2009



para o sub-sistema Sul, a influência da geração eólica no Risco de Déficit ao longo do tempo,

se a capacidade de térmicas a gás natural for reduzida em 20% apenas em 2008 e 2009.


FIGURA 22


35 Sul Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em 20%


36 Sul Risco do DéficitCom geração a gás reduzida em 20%


Tabelas A1.2 e A1.5




==> jan/08



eólicas ==> 1,5









eólicas ==> 1,5





==> 13



==> mar/08


Máxima redução






==> jan/09



eólicas ==> 1,5









eólicas ==> 1,5





==> 20



==> nov/09


Máxima redução




Casos 35 e 36

2008

2009


ANÁLISE DOS RESULTADOS

Impacto no Custo Marginal de Operação - CMO

Em praticamente todos os casos estudados a implantação de usinas eólicas se mostrou

benéfica para o Custo Marginal de Operação. Essa influência benéfica, isto é, no sentido de

reduzir o CMO foi mais intensa no futuro próximo, diminuindo com o passar do tempo.

No sub-mercado Nordeste, a entrada da geração eólica chega a reduzir o CMO em R$

41/MWh, em números redondos, durante o período seco de 2009, mesmo com o despacho da

geração a gás natural, segundo o planejado pelo o operador. Essa redução representa 25% do

CMO esperado. Se considerarmos a redução de 20% no despacho da geração a gás natural, a

inserção da geração eólica passa a ser responsável por uma redução de R$ 48/MWh ou 27%

no CMO.

Ainda no sub-mercado Nordeste, são esperados valores elevados de CMO para o período seco

de 2008, alcançando R$ 295,00/MWh (Caso 1). Se a decisão de inclusão da geração eólica

nessa escala tivesse ocorrido com antecipação suficiente para opera-la antes de 2008, a

expectativa do CMO para este mesmo período, seria de apenas R$ 197/MWh (Caso 2), com

redução de aproximadamente 1/3 do valor inicialmente previsto. A máxima redução

instantânea do CMO, devida às eólicas foi observada em outubro de 2008, quando chegou a

atingir R$ 100,00/MWh.

No sub-mercado Sudeste, o impacto da inserção da geração eólica causa uma redução do

CMO em R$ 38/MWh, em números redondos, durante o período seco de 2009, mesmo com

atuação da geração a gás natural conforme o planejado. Essa redução significa 23% do CMO

esperado. Se houver redução de 20% na geração a gás natural, a geração eólica continua a ser

responsável por uma redução máxima de R$ 38/MWh ou 20% no CMO.

Ainda no sub-mercado Sudeste, são esperados valores de CMO para o período seco de 2008,

da ordem de R$ 225/MWh (Caso 5). Se a decisão de inclusão da geração eólica nessa escala

tivesse ocorrido com antecipação suficiente para opera-la antes de 2008, o CMO baixaria para


R$ 190/MWh (Caso 6), com redução de aproximadamente 16% do valor inicialmente previsto.

A máxima redução instantânea do CMO, devida à inserção eólica foi observada em maio de

2008, quando chegou a atingir R$ 50/MWh.

No sub-mercado Sul, a geração eólica reduz o CMO em R$ 28/MWh, em números redondos,

em janeiro de 2009, mesmo com atuação da geração a gás natural conforme planejado. Essa

redução significa 16% do CMO esperado. Se houver redução de 20% na geração a gás natural,

a geração eólica continua responsável por uma redução máxima de R$ 25/MWh ou 13% no

CMO.

Ainda no sub-mercado Sudeste, são esperados valores de CMO em abril de 2008, da ordem de

R$ 207/MWh (Caso 9). Se a decisão de inclusão da geração eólica nessa escala tivesse ocorrido

com antecipação suficiente para opera-la antes de 2008, o CMO baixaria para R$ 181/MWh

(Caso 10), com redução de aproximadamente 13% do valor inicialmente previsto. A máxima

redução instantânea do CMO, devida à geração eólica foi observada em maio de 2008, quando

chegou a atingir R$ 51,00/MWh.

Impacto no Déficit

A influência benéfica da implantação de usinas eólicas no Déficit se mostrou mais acentuada

no sub-mercado Nordeste, onde se apresentou sustentada durante todo o horizonte de

estudo. Nos sub-mercados Sudeste e Sul, o impacto positivo é mais sensível em 2008 e 2009.

No sub-mercado Nordeste, a inserção eólica chega a reduzir o Déficit em cerca de 6

MWmédios mensais, em números redondos, durante maio de 2009, mesmo com atuação da

geração a gás natural, conforme planejado. Essa redução significa, algo entre 50% a 70% do

Déficit mensal esperado. Se houver redução de 20% na geração a gás natural, a geração eólica

passa a ser responsável por uma redução de 5MWmédios mensais ou 44% do Déficit.

Ainda no sub-mercado Nordeste, são esperados valores de Déficit de 26 MWmédios mensais

em setembro de 2008 (Caso 13). Se a decisão de inclusão da geração eólica nessa escala

tivesse ocorrido com antecipação suficiente para opera-la antes de 2008, o Déficit seria

reduzido para 13 MWmédios mensais (Caso 14), com redução de aproximadamente 50% do

valor inicialmente previsto.


No sub-mercado Sudeste a influência da geração eólica no déficit, se faz sentir com maior

intensidade em janeiro de 2009, quando o déficit esperado de 118 MWmédios mensais é

reduzido para 64 MWmédios mensais, representando uma melhoria de 46%. Se houver

redução de 20% na geração a gás natural, a maior redução hipotética do Déficit por influência

da geração eólica ocorreria no início de 2008, quando o déficit esperado de 255 MWmédios

mensais passaria para 167 MWmédios mensais. Neste caso com uma redução de 35%.

O sub-mercado Sul se beneficia da geração eólica para redução do déficit esperado,

hipoteticamente tanto no início de 2008, quanto no início de 2009. Não havendo redução da

geração a gás natural, a redução do Déficit situa-se na faixa de 11% a 13%. Se houver menos

20% de geração a gás natural, a geração eólica reduziria até cerca de 14 MWmédios do Déficit

em dezembro de 2009 e poderia ainda reduzir em até 26 MWmédios de um total de 70

MWmedios em março de 2008, caso a geração eólica já estivesse implantada anteriormente.

Risco de Déficit

Coerentemente, a inserção da geração eólica auxilia o sistema a reduzir o risco de déficit. Na

maioria dos casos avaliados a geração eólica garante uma redução do risco para patamares

aceitáveis históricamente (cerca de 5%). Isso ocorre principalmente no ano de 2008 (ano onde

o risco é maior).

Custos Evitados

Os custos operativos evitados pela inserção da geração eólica a partir de 2009, podem ser

estimados, para cada sub-mercado, calculando-se a diferença entre o custo de operação

(térmicas + deficits) em cada caso.

Com as térmicas a gás natural na capacidade nominal, o custo de operação é reduzido de

13.79% ou R$ 4 bilhões (de R$ 29 bulhões para R$ 25 bilhões). Considerando a redução de

20% da geração térmica a gás natural, a redução nos custos operativos seria de 15.62% ou R$

5 bulhões, (de R$ 32 bilhões para R$ 28 bilhões).


CONCLUSÕES

A inserção de geração eólica mostra-se benéfica para o Custo Marginal de Operação,

principalmente nos anos mais críticos – 2008 e 2009, quando ocorrem cenários de maior risco.

Vale notar que este benefício não se restringe às áreas específicas onde seriam implantados os

parques de geração eólica; mas estende-se por todo o país.

Na região Nordeste, particularmente, a influência benéfica da implantação de usinas eólicas

no Déficit apresenta-se mais acentuada, sustentando-se durante todo o horizonte de estudo.

Nos sub-mercados Sudeste e Sul, o impacto positivo é mais sensível em 2008 e 2009.

A implantação de usinas eólicas têm impacto global: reduzem significativamente o custo da

energia, o risco e o déficit esperado. Em muitos casos, é capaz de trazer o sistema a um nível

de risco aceitável historicamente contribuindo significativamente para afastar qualquer

possibilidade de racionamento.

O custo operativo evitado total com a inserção de geração eólica, no período de 2009 a 2011

foi estimado em R$ 4 bilhões, ou cerca de 253,00 R$ por MWh. O que significa que para cada

MWh gerado da fonte eólica o custo operativo do sistema deve a esta geração 253 Reais.

Se a decisão de inclusão da geração eólica nessa escala tivesse ocorrido com antecipação

suficiente para opera-la antes de, os ganhos seriam significativamente maiores. Quanto mais

essa decisão se posterga, mais irresgatáveis se tornam os benefícios perdidos para a

sociedade.

doc02.pdf

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