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UNIVERSIDADE FEDERAL DE CAMPINA GRANDE
CENTRO DE TECNOLOGIA E RECURSOS NATURAIS
PÓS-GRADUAÇÃO EM RECURSOS NATURAIS
ESTIMATIVA DA POTÊNCIA, PERSPECTIVA E
SUSTENTABILIDADE DA ENERGIA EÓLICA NO
ESTADO DO CEARÁ
Jose Jakson Amancio Alves
Tese de Doutorado
LINHA DE PESQUISA: PROCESSOS AMBIENTAIS
Campina Grande - Paraíba
2006
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2
ESTIMATIVA DA POTÊNCIA, PERSPECTIVA E
SUSTENTABILIDADE DA ENERGIA EÓLICA NO
ESTADO DO CEARÁ
Jose Jakson Amancio Alves
Tese apresentada ao Programa Institucional de
Doutorado Temático – Doutorado em Recursos
Naturais da Universidade Federal de Campina
Grande para obtenção do grau de Doutor.
Orientador:
Prof. Dr. Bernardo Barbosa da Silva
Orientador:
Prof. Dr. Vicente de Paulo Rodrigues da Silva
Campina Grande - Paraíba
2006
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4
______________________________________________________________________
DEDICATÓRIA
A DEUS, que é a fonte dos elementos: terra, água, luz e ar, que permite a vida na Terra.
A minha MÃE, pelo exemplo da luta e da dedicação social-religiosa em prol dos mais
humildes.
A meus FILHOS; Jaylanne Dantas Alves, Yrisllanea Dantas Alves e Jakssuel Sebastion
Dantas Alves, para que a história de busca do meu objetivo não seja entendida como
sofrimento, mas sim, como exemplo e de motivação para a construção de suas próprias
histórias.
A minha ESPOSA, Iris Dantas Aguiar Alves, pelo companheirismo de todos os
momentos.
A TODAS as pessoas com os quais eu encontrei e que transmitiram crédito, esperança,
confiança, força e fé para concluir esta fase da minha vida.
5
______________________________________________________________________
AGRADECIMENTOS
A DEUS, pelas providências divinas que foram fundamentais para a conclusão dessa
fase.
A Eyres Diana Ventura Silva, pela contribuição na programação e no apoio que foram
essenciais para a conclusão deste trabalho.
Ao Prof. Dr. Vicente P. R. da Silva, pelo companheirismo, colaboração e apoio no
decorrer deste trabalho.
A UFCG, particularmente na pessoa do Professor Dr. T. V. Ramana Rao, que, além de
professor, é um verdadeiro educador
Ao Prof. Dr. Bernardo Barbosa da Silva, pela orientação, colaboração e apoio no
decorrer do Curso e deste trabalho e da minha vida acadêmica.
Aos Colegas do Curso de Doutorado em Recursos Naturais da UFCG, em especial
àqueles que estiveram mais próximos nesta caminhada.
A meus pais, irmãos, sobrinhos, amigos, filhos, esposa e demais familiares, pelo
incentivo, apoio e compreensão.
À UNIVERSIDADE ESTADUAL DA PARAÍBA – UEPB - CH, nas pessoas dos
professores do Curso de Geografia e daqueles que fazem o Reitorado dessa renomada
Instituição.
A Todos, que contribuíram direta ou indiretamente na realização deste trabalho, os
meus sinceros agradecimentos.
6
Quem não quiser se perder
no caminho precisa mais do
que boa vontade, ou
financiamento externo:
precisa de ciência.
Franz Josef Brüseke
7
RESUMO
______________________________________________________________________
A pesquisa apresentada nesta tese tem como ponto de partida uma análise da utilização
dos recursos naturais, em especial as energias renováveis, sendo a energia eólica o
estudo de caso para o estado do Ceará. Outro elemento estudado foi à legislação
brasileira para as energias renováveis exposta como um diagnóstico. Verificou-se que as
fontes renováveis de energia no Brasil respondem por 73% da produção, da qual a
energia eólica participa com apenas 0,03%. Sobre os empreendimentos está no 5° lugar,
gerando 4.564.093 kW, o que representa 2,8% apenas da potência outorgado em
operação. É importante frisar que se todos os empreendimentos em energia eólica
outorgada se encontrassem em operação, o Brasil teria hoje uma participação de 19,2%
de energia eólica em sua matriz renovável. Para tal o Brasil, necessariamente, deveria
produzir um aumento em média de 0,70% ao ano de potência eólica inserida na sua
matriz. Na análise de 48 atos legislativos, ficou observado que a política do setor
elétrico brasileiro se volta mais para a Flexibilização (41%) e o Incentivo (40%),
enquanto que o P&D (6%) e Responsabilidade Ambiental (13%) são os menos
favorecidos. Na determinação da potência média horária da direção predominante do
vento, identificou-se a freqüência relativa associada à velocidade média horária do
vento na direção predominante, estimando-se os parâmetros da distribuição de Weibull
de acordo com o método da máxima verossimilhança, através de dados oriundos de
PCDs de 40 estações. Na análise para pequenos projetos eólicos de medições a 10 m por
direção predominante (VDPred), das sete Mesorregiões Cearenses, apenas a
Mesorregião do Sul não apresentou viabilidade. Com relação à potência eólica
identificada os resultados não chegaram a ser expressivos, dentre as estações estudadas
aquela que apresentou a menor potência eólica para o período estudado foi Icó (4,32
W/m²). Por sua vez, a estação que registrou a maior potência eólica para o período
estudado foi Amontada (71,09 W/m²). Diante da extrapolação dos dados de 10 para 50
metros de PCDs, a sazonalidade do vento do Atlas Eólico do Estado do Ceará, se
repetem nos resultados encontrados, com diferença apenas nas faixas de valores do
vento, porém, os centros energéticos são os mesmos. Que no demais, as análises
realizadas neste estudo contribua para a sensibilização do uso das energias renováveis,
em especial a eólica.
PALAVRAS-CHAVES: Desenvolvimento sustentável; Recursos energéticos
renováveis; Distribuição de Weibull; Viabilidade da energia eólica no Ceará.
8
ABSTRACT
__________________________________________
The research presented in this thesis has as starting point an analysis of the use of the
natural resources, especially the renewable energies, being the wind energy the case
study for the state of Ceará. Another studied element went the Brazilian legislation to
the renewable energies exposed as diagnosis. It was verified that the renewable sources
of energy in Brazil answer for 73% of the production, of the which the wind energy
participates with only 0,03%. On the enterprises it is in 5° place, generating 4.564.093
kW, what just represents 2,8% of the potency granted in operation. It is important to
stress that if all the enterprises in energy granted wind if they found in operation, Brazil
would have participation of 19,2% of wind energy today in your renewable head office.
For such Brazil, necessarily, it should produce an increase on average from 0,70% to the
year of wind potency inserted at your head office. In the analysis of 48 legislative acts,
it was observed that the politics of the Brazilian electric section goes back more to
Flexible (41%) and the Incentive (40%), while P&D (6%) and Environmental
Responsibility (13%) they are the least favored. In the determination of the hourly
medium potency, predominant direction of the wind, identified the relative frequency
associated to the hourly medium speed of the wind in the predominant direction, being
considered the parameters of the distribution of Weibull in agreement with the method
of the maxim verisimilitude, through data originating from of PCDs of 40 stations. In
the analysis for small wind projects of measurements to 10 m for predominant direction
(VDPred), of seven Mesorregiões (areas) from Ceará, the South didn't just present
viability. With relationship to the potency identified wind the results didn't get to be
expressive, among the studied stations that presented the smallest wind potency for the
studied period was Icó (4,32 W/m²). For your time, the station that registered the largest
potency wind for the studied period it was Amontada (71,09 W/m²). Before the to
extrapolate of the data of 10 for 50 meters of PCDs, the seasonal wind of the Atlas
Wind of the state of Ceará, repeat in the found results, with difference just in the strips
of values of the wind, however, the energy centers are the same ones. That in the others,
the analyses accomplished in this study it contributes to the understanding of the use
renewable energies, especially the wind.
Keywords: Maintainable development; Renewable energy resources; Wind power
method; Weibull distribution; Wind energy viability in the Ceará.
9
SUMÁRIO
Capítulo I
1. Introdução 1
Objetivos 2
Estrutura do trabalho de tese 3
Capítulo II
2. Revisão de Literatura 5
2.1. Panorama geral das energias renováveis 5
2.2. Cenários para a sustentabilidade energética 10
2.3. Opções de conversão de energia e seus impactos 15
2.4. Estudos sobre energia eólica 18
Capítulo III
3. Material e Métodos
3.1. Legislação dos recursos energéticos renováveis 26
Constituição Federal de 1988 26
Leis específicas do setor elétrico 27
Decretos específicos do setor elétrico 27
Portarias do Ministério de Minas e Energia 29
Resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica 29
3.2. Metodologia para determinação do FIR 31
3.3. Caracterização geográfica da área de estudo 32
3.4. Aspectos gerais da velocidade do vento 35
3.5. Metodologia para a obtenção do potencial eólico 41
3.5.1. Modelo de Weibull 42
3.5.2. Método da máxima verossimilhança 43
3.5.3. Cálculo da potência eólica 43
Capítulo IV
4. O estado da arte da energia eólica no Brasil 45
4.1. Considerações gerais 45
4.2. O pioneirismo eólico no Brasil 52
4.3. Matriz energética brasileira 57
4.4. Cenário atual da capacidade de geração eólica no Brasil 61
Capítulo V
5. Resultados e discussões (1ª parte) 66
5.1. Legislação para a promoção das energias renováveis 66
5.2. Programa emergencial de energia eólica 71
5.3. Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica 73
Capítulo VI
6. Resultados e discussões (2ª parte) 82
6.1. Regionalização do potencial eólico do estado do Ceará a 10 m de altura 82
10
Mesorregião Sul Cearense 82
Mesorregião Norte Cearense 87
Mesorregião Centro-Sul Cearense 92
Mesorregião Metropolitana de Fortaleza 97
Mesorregião Noroeste Cearense 102
Mesorregião Jaguaribe 113
Mesorregião Sertões Cearenses 120
6.2. Análise da potência eólica 129
Capítulo VII
7. Resultados e discussões (3ª parte) 131
7.1 Comparação dos resultados 132
Capítulo VIII
8. Conclusões e recomendações 143
8.1. Recomendações 145
Referências Bibliográficas 146
11
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1. Distribuição dos Estados e as potências a serem instaladas até o ano
de 2005
50
Tabela 4.2. Matriz elétrica brasileira e empreendimentos em operação 59
Tabela 4.3. Usinas eólicas autorizadas pela ANEEL 61
Tabela 4.4. Projetos em análise na ANEEL 62
Tabela 4.5. Empreendimentos em operação 63
Tabela 4.6. Empreendimentos em construção 63
Tabela 4.7 Empreendimentos outorgados entre 1998 a 2005, que não iniciaram
as suas construções
64
Tabela 6.1. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação Assaré.
83
Tabela 6.2. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Jati.
84
Tabela 6.3. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Santana de Cariri.
85
Tabela 6.4. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Missão Velha.
86
Tabela 6.5. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Amontada.
87
Tabela 6.6. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Aratuba.
88
Tabela 6.7. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Beberibe.
89
Tabela 6.8. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Pentecoste.
90
Tabela 6.9. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de São Gonçalo.
91
Tabela 6.10. Valores médios mensais da velocidade do vento direção 93
12
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Cedro.
Tabela 6.11. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Icó.
94
Tabela 6.12. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Iguatu.
95
Tabela 6.13. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Lavras de Mangabeira.
96
Tabela 6.14. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Aquiraz.
97
Tabela 6.15. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Caucaia.
98
Tabela 6.16. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Fortaleza.
99
Tabela 6.17. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Maranguape.
100
Tabela 6.18. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Pacajus.
101
Tabela 6.19. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Acaraú.
103
Tabela 6.20. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Barroquinha.
104
Tabela 6.21. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Granja.
105
Tabela 6.22. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
106
13
relativa do vento (FR) para a estação de Groiaras.
Tabela 6.23. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Ipu.
107
Tabela 6.24. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Irauçuba.
108
Tabela 6.25. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Santa Quitéria.
109
Tabela 6.26. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de São Benedito.
110
Tabela 6.27. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Sobral.
111
Tabela 6.28. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Ubajara.
112
Tabela 6.29. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Icapuí.
113
Tabela 6.30. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Jaguaribe.
114
Tabela 6.31. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Jaguaretama.
115
Tabela 6.32. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Jaguaruana.
116
Tabela 6.33. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Morada Nova.
117
Tabela 6.34. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Quixere.
118
Tabela 6.35. Valores médios mensais da velocidade do vento direção 119
14
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Santana do Tabuleiro.
Tabela 6.36. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Ibaretama.
121
Tabela 6.37. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Crateús.
122
Tabela 6.38. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Quixadá.
123
Tabela 6.39. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Quixeramobim.
124
Tabela 6.40. Valores médios mensais da velocidade do vento direção
predominante (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), parâmetros de Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência
relativa do vento (FR) para a estação de Senador Pompeu.
125
15
LISTA DE QUADROS
Quadro 3.1. Relação das estações do Estado do Ceará analisadas no estudo, com
as coordenadas geográficas
34
Quadro 3.2. Sistema de classificação de velocidade de ventos e potência 39
Quadro 3.3. Codificação usada na classificação da direção horária do vento
predominante
41
Quadro 4.1. Histórico das aplicações eólicas no Brasil 46
Quadro 4.2. Projetos de cooperação instalados no Brasil, incluindo iluminação
pública, centros comunitários, escolas, creches, centros de saúde, cercas
eletrificadas e igrejas
53
Quadro 5.1. Resumo dos atos legislativos e os fatores impulsionadores para a
promoção das energias renováveis (FIR)
67
16
LISTA DE FIGURAS
Figura 3.1. Mapa do Estado do Ceará e distribuição espacial das estações
utilizadas no estudo
33
Figura 4.1. Metas gerais de distribuição de potências por Estado até maio de
2005
50
Figura 4.2. Esquema da matriz elétrica brasileira atualizada em janeiro 2006 58
Figura 4.3. Matriz elétrica brasileira 60
Figura 4.4. Empreendimentos hidroelétricos em operação 60
Figura 5.1. – Variação estatística dos FIR na avaliação da legislação brasileira
sobre energias renováveis
68
Figura 6.1. Viabilidade do potencial eólico estado do Ceará a 10 metros de altura
nas mesorregiões: (1) Sul Cearense; (2) Centro-Sul Cearense; (3) Sertões
Cearenses; (4) Jaguaribe; (5) Noroeste Cearense; (6) Norte Cearense e (7)
Metropolitana de Fortaleza.
127
Figura 6.2. Viabilidade do potencial eólico estado do Ceará a 10 m de altura por
direção predominante (VDPred) nas mesorregiões: (1) Sul Cearense; (2) Centro-
Sul Cearense; (3) Sertões Cearenses; (4) Jaguaribe; (5) Noroeste Cearense; (6)
Norte Cearense e (7) Metropolitana de Fortaleza.
128
Figura 6.3 – Densidade de potência eólica média em W/m² a partir de dados de
vento a 10 m para o estado do Ceará
130
Figura 7.1. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período úmido
(janeiro-junho)
134
Figura 7.2. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período seco
(julho-dezembro)
136
Figura 7.3. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período anual 137
Figura 7.4. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período úmido
(janeiro-junho)
140
Figura 7.5. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período seco
(julho-dezembro)
141
Figura 7.6. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período anual 142
17
Capítulo I
1. Introdução
Na sociedade moderna o progresso econômico era direcionado apenas para a
produção de riquezas e menos para a sua distribuição. Na sociedade contemporânea o
foco da riqueza passou a ser o consumo material acompanhado do aproveitamento das
energias, especialmente oriundas dos recursos fósseis. Esse novo foco trouxe para a
humanidade uma expansão de comodidades provocadas pelo progresso que torna o
modo de vida atual ecologicamente insustentável. Essas comodidades provocaram o
aumento da demanda energética fóssil, o que contribui significativamente para a
utilização irracional dos recursos naturais não-renováveis e a inevitável degradação
ambiental. A insustentabilidade, sendo de dimensões desproporcionais, depara-se com
perspectivas catastróficas pela rápida debilitação das condições de vida na biosfera.
Essa condição, evidenciada e sinalizada pelos diversos comportamentos da
natureza, proporciona o surgimento de diversos parâmetros ambientais que projetam
cenários com alternativas para a recuperação do modo de vida ecologicamente
insustentável. Nesse particular, BROWN (2003) defende que a chave para a sustentação
do progresso econômico é fazer com que os preços dos produtos sejam incorporados no
valor dos serviços de recuperação dos ecossistemas.
Vários países têm investido atualmente na ampliação da participação das fontes
renováveis de energia na matriz energética, principalmente a partir do Protocolo de
Kyoto. O crescimento observado nos últimos anos é notável. Entretanto, a sua
contribuição à geração de energia no total é ainda muita reduzida. O desenvolvimento
dessas novas fontes renováveis não se limita ao atendimento dos compromissos ou
obrigações ambientais, mas também possibilita o desenvolvimento de tecnologias no
país, reduzindo, assim, uma possível dependência de tecnologias de ponta para a
produção de energia. Além disso, as novas fontes renováveis têm sido utilizadas como
forma de reduzir as diferenças regionais no que diz respeito ao acesso à energia.
A realização de um trabalho dessa natureza tem como premissa básica, discutir
os recursos renováveis no Brasil, com ênfase na energia eólica e a sua participação na
matriz energética brasileira, bem como os aspectos de contribuição da expansão para as
18
fontes renováveis com a inclusão da análise dos atos legislativos relacionados ao setor
energético nacional.
Diversos pesquisadores nos mais distintos estudos têm feito uso da distribuição
de Weibull. Grande parte dos estudos de caracterização do vento, no entanto, tem
utilizado o método gráfico na estimativa dos parâmetros do modelo de Weibull. Essa
técnica proporciona resultados satisfatórios, mas há alternativas mais precisas e que
proporcionam resultados mais confiáveis, sendo o Método da Máxima Verossimilhança
uma dessas alternativas, utilizada neste trabalho para a estimativa da potência eólica
através de um programa desenvolvido em Fortram 90.
Outro aspecto importante é o conhecimento do uso de modelagens com base em
circulação atmosférica em escala regional, que está sendo amplamente utilizado no
Brasil para a elaboração dos Atlas eólicos de diversos estados, inclusive do Ceará,
escolhido como estudo de caso no presente estudo, em que se os resultados, com os
resultados estatísticos apontados por essa tese. Esse Estado apresenta larga expansão
da energia eólica inserida dentro de sua matriz energética, dispondo na atualidade de 40
estações automáticas (PCDs) distribuídas geograficamente por todas as suas
mesorregiões, admitindo uma base confiável de dados para o estudo do potencial.
Nesse contexto, considerando a necessidade de reunir informações necessárias
para o pleno conhecimento das fontes renováveis de energia, em especial a eólica, a
problemática da presente pesquisa dividi-se basicamente em dois eixos interdisciplinar,
sendo eles: (i) explanação dos dados e dos aspectos legais das fontes renováveis na
matriz energética brasileira, em especial a energia eólica; (ii) noção da potencia eólica
nas mesorregiões do estado do Ceará, aludindo a viabilidade ou não para pequenos
projetos, com a utilização de aerogeradores de pequeno porte, utilizando dados de vento
a 10 m de altura.
Objetivos
No contexto da importância da energia eólica para o desenvolvimento
sustentável, o presente trabalho tem os seguintes objetivos:
Geral: reunir informações em caráter interdisciplinar e acessível para os diversos
segmentos da sociedade sobre a legislação de energias renováveis, focalizando a energia
19
eólica dentro da matriz energética brasileira e regionalizar o potencial eólico do estado
do Ceará por mesorregiões com dados a 10 m de altura de velocidade do vento.
Específicos: (i) contextualizar a evolução dos sistemas de energia, justificando a
importância das energias renováveis e dentre delas a eólica, como também, os aspectos
impulsionadores na promoção do uso de energias renováveis e sua penetração na matriz
energética do Brasil, através da interpretação da legislação brasileira para o setor
elétrico; (ii) apresentar o estado da arte das energias renováveis e a participação da
energia eólica dentro da matriz energética nacional, realizando algumas considerações
específicas ao estado do Ceará; (iii) regionalizar a potência eólica e a direção
predominante para as mesorregiões do estado do Ceará, com base nos dados das 40
estações automáticas que operam com sensores instalados a 10 m de altura; (iv) avaliar
a sazonalidade dos ventos no período úmido (janeiro-junho) e do período seco (julho-
agosto) a 50 m de altura resultados da extrapolação dos dados de 10 m e comparar os
resultados com o da modelagem do Atlas Eólico do estado do Ceará.
Estrutura do trabalho de tese
Este trabalho foi estruturado em oito capítulos com os seguintes conteúdos:
Capítulo 1 – nesse capítulo é apresentada à motivação para o estudo, realçando sua
importância para a temática sustentabilidade energética e energias renováveis, com
ênfase na energia eólica e num estudo de caso – estado do Ceará – bem como são
apresentados os objetivos do trabalho;
Capítulo 2 - contém uma revisão bibliográfica dos principais trabalhos sobre a temática
abordada: sustentabilidade energética e energia renovável;
Capítulo 3 - apresenta a metodologia desenvolvida para atingir os objetivos propostos
e exibe a caracterização geográfica da área de estudo de caso;
Capítulo 4 – é exibido o estado da arte da energia eólica no Brasil e do Atlas Eólico do
estado do Ceará.
Capítulo 5 - trata da apresentação do primeiro resultado deste trabalho, contendo a
avaliação, a analise e a interpretação da legislação para a promoção das energias
renováveis em especial;
Capítulo 6 - trata da apresentação do segundo resultado relacionado ao estudo de caso:
potência eólica no estado do Ceará e análises de dados oriundos de PCDs a 10 m;
20
Capítulo 7 - trata da apresentação do terceiro resultado, onde foi feita uma leitura
interpretativa do Atlas Eólico do estado do Ceará e a comparação da
modelagem/resultados com dados oriundos de PCDs a 10 m extrapolados para 50 m;
Capítulo 8 - São apresentadas as conclusões do presente trabalho e sugestões para
estudos futuros.
21
Capítulo II
2. Revisão de Literatura
2.1. Panorama geral das energias renováveis
O mundo ocidental de base industrial globalizou todas as relações produtivas e
exibe, nas últimas décadas, indicadores ascendentes tais como, crescimento exponencial
da população, duração média de vida, consumo de energia, demanda de alimentos e um
amplo avanço tecnológico. Porém, todo esse progresso não considerou que a terra
possui recursos naturais finitos, e limitada capacidade de suportar os subprodutos e
rejeitos da transformação industrial desses recursos. Nesse contexto, muitos trabalhos
têm sido desenvolvidos partindo do pressuposto que os recursos energéticos são
considerados finitos e prioritários para a sobrevivência da humanidade.
No século XXI, a possibilidade do declínio das reservas petrolíferas, queda no
consumo e inflexões radicais do sistema econômico, social e político tendem encontrar
substitutos para base energética contemporânea. A promoção da conservação dos
recursos estratégicos é fundamental para dar sobrevida à civilização pós-industrial
(RIBEIRO, 2003). NAKICENOVIC (2002) define energia sustentável como aquela que
é obtida e utilizada de uma forma que simultaneamente atenda ao desenvolvimento
humano em longo prazo nas dimensões social, econômica e ambiental. Entretanto, os
enfrentamentos e desafios da sustentabilidade na promoção de energias renováveis
atualmente são múltiplos e complexos. Para responder decisivamente à crescente
demanda da sociedade, como também, dos mercados externos, é primordial encontrar o
equilíbrio ambiental como resposta ao uso dos recursos naturais, em especial a energia,
para o desenvolvimento sustentável.
O tratamento conceitual normalmente presente define a energia como a
capacidade de realizar trabalho. Nesta concepção ela jamais pode assumir uma condição
de sustentabilidade, pois seu conceito é restrito apenas ao campo da mecânica, na qual
uma série de outros conceitos, como força, trabalho e movimento desconsideram seus
limites e a sua relação com a tecnologia e com a sociedade. A maior parte das reflexões
sobre a importância da energia em nossas sociedades restringe-se a pontos de vistas
parciais, onde útil é a abordagem sistêmica, que inclui de um lado as características
ecológicas e tecnológicas das linhas energéticas (evolução das fontes, dos conversores,
22
do rendimento) e, de outro, as estruturas sociais de apropriação e gestão dessas fontes e
conversores (VON BERTALANFFY, 1973).
Quando se transforma a energia, tendo em vista uma utilização precisa, usa-se
um conversor. Por exemplo, uma central termelétrica transforma em eletricidade a
energia química contida no carvão, no óleo combustível ou no gás natural; um motor
transforma esta eletricidade em energia mecânica. A quantidade de energia útil final é
sempre inferior à quantidade de energia bruta inicial, resultando num fator de
rendimento que é sempre um número menor que 1. Esse resultado foi formulado por
Carnot em 1824, como resultado da observação do rendimento muito baixo das
máquinas a vapor construído à época. Esse princípio, definido como a Segunda Lei da
Termodinâmica, introduz o conceito de qualidade de energia, como uma medida da
capacidade de um sistema de transformar o calor, considerado como uma forma
desintegrada de energia em energia mecânica (DEBEIR et al., 1993).
Geralmente, energia é o que se deve fornecer a um sistema material, ou retirar
dele, para transformá-lo ou deslocá-lo. Esse conceito supõe a possibilidade de comparar
entre si todas as transformações possíveis e de todos os sistemas, tomando uma delas
como padrão da unidade de medida. O movimento mecânico, a radiação, o calor,
aparecem como formas diferentes de um mesmo fenômeno: a energia, que é expressa
por uma unidade comum (caloria, joule, tep, etc.). Essa equivalência foi expressa, em
meados do século XIX, pelo primeiro princípio da termodinâmica, segundo o qual a
energia não pode ser nem criada nem destruída (LORA, 2002).
Segundo FERREIRA e FERREIRA (1992), a insustentabilidade da civilização
contemporânea, a médio e longo prazo, ocorre devido a quatro fatores principais:
crescimento populacional e concentração espacial da população, depleção do suporte de
recursos naturais, sistemas produtivos que utilizam tecnologias poluentes e de baixa
eficiência energética e, finalmente, um sistema de valores que propicia a expansão
ilimitada do consumo material.
SACHS (1993) sugeriu caminhos para o século XXI, como marco conceitual
para se escapar do ciclo vicioso da pobreza e da destruição ambiental, a superação dos
obstáculos políticos e sociais que realmente impedem a transição para o
desenvolvimento sustentável. A partir de constatações que a teoria econômica clássica
do livre mercado é insuficiente como diretriz política e econômica, torna-se necessária
uma nova contabilidade que inclua parâmetros sociais e ambientais.
23
A economia ecológica deve ser necessariamente politizada porque os limites
ecológicos à economia estão sujeitos a debates científico-político e democrático
(ALIER, 1994). O desafio que se apresenta, em relação às fontes de energia renováveis,
consiste em utilizá-las de modo que não cause danos ao meio ambiente natural e que
seja economicamente competitivo em relação às fontes de energia. Para isso é preciso
melhorar a eficiência no seu uso, para que a quantidade de energia consumida possa ser
reduzida (CORSON, 1996).
Hoje em dia, os países industrializados, que também são os maiores
consumidores, contam fundamentalmente com fontes não-renováveis de energia. O
esgotamento desses recursos ao longo do tempo implica em custos crescentes de
produção. Desse modo, alternativas às fontes tradicionais ou novos métodos de
produção são necessários para o atendimento da demanda crescente por energia. Essa
estimativa dos recursos não-renováveis pode não ser exata, pois não é possível precisar
quando ou se os recursos não-descobertos se tornarão disponíveis. Ela ratifica os dados
referentes às reservas mundiais de gás natural e de carvão, mas alerta que o uso do
carvão é a causa principal da chuva ácida, do aquecimento global e de outros problemas
ambientais. Também aponta como principais fontes renováveis de energia a hidroforça,
a energia geotérmica, a térmica solar, a célula fotovoltaica, a eólica, a dos oceanos e a
biomassa (CORSON, 1996).
MCRAE (1998) defende que não há uma crise global de energia e entende que
se há crise, é apenas em pontos específicos, configurando problemas regionais. À
exceção do petróleo, existem carvão e gás em quantidade, porque a maior parte da
energia do mundo virá de combustíveis fósseis, pelo menos a maior parte dela. Esse
autor admite que o século XXI poderá sofrer com a escassez e o aumento do preço do
petróleo, com as escassezes de energia regionais e com os efeitos poluidores do uso de
combustíveis fósseis. Acrescenta, ainda, que a madeira pode aliviar um pouco a pressão
sobre as reservas de combustíveis fósseis. Ao contrário, PENNA (1999) assegura que
caso o crescimento demográfico e o econômico global permaneçam nos níveis atuais, o
fornecimento continuará a ser predominantemente de combustíveis fósseis. A expansão
econômica importa, portanto, o desenvolvimento desses setores da economia, que por
sua vez urgem de um sistema de abastecimento energético de fácil acesso e de elevado
nível de segurança em seu aprovisionamento. Recai então sobre o funcionamento desse
sistema os recursos energéticos primários não-renováveis, e, como tal, passível de um
progressivo esgotamento (IDAE, 2000).
24
FITZGERALD (2000) alega que os custos incluem os impactos ambientais
sobre a saúde coletiva e individual e as interferências nos arranjos sociais são atribuídos
à cadeia energética dos combustíveis fósseis bem como às outras tecnologias
denominadas convencionais. As grandes hidroelétricas, parques eólicos e nucleares
também não internalizam seus custos sócio-ambientais. Concordando com esse autor,
MIHALAKAKOU et al. (2001) recomenda que seja importante uma política de energia
de forma responsável e racional tanto da energia convencional, como do uso de fontes
de energia renováveis. Com essa preocupação, a Comissão Européia, em seu livro
verde, orienta que é preciso evitar que a procura de rentabilidade imediata do
investimento em um mercado aberto se faça em detrimento do investimento em setores
de utilização intensiva em capital ou cuja rentabilidade não é necessariamente
assegurada em curto prazo, como é o caso das energias renováveis (CE, 2001).
Segundo LOMBORG (2002), se a tecnologia permanecesse constante e se fosse
usado apenas combustível fóssil, um dia a humanidade ficaria sem energia. Mas o fato é
que a tecnologia não permanece constante e os combustíveis fósseis não é a única ou
principal fonte de energia em longo prazo. Historicamente, o homem moderno tem se
tornado cada vez mais exímio em encontrar, extrair e utilizar combustíveis fósseis,
ultrapassando mesmo o aumento do consumo.
Para GUERRA (2002), a viabilização do fomento da expansão do
aproveitamento do potencial nacional de recursos renováveis é imperativo para a
flexibilização da lógica do termo “mercado”, devendo as questões dos custos ser
discutidas de forma mais ampla e detalhada para permitir que se aprofunde o estudo
visando a avaliar quais reflexos - a montante e a jusante – da expansão das fontes
renováveis. Nesse sentido, a palavra mercado tomou um caráter revolucionário ao se
transformar em algo corpóreo, vivo, ao fazer parte do cotidiano da sociedade, deixando
de ser meramente explicativo e conceituador.
A recente experiência de liberalização do mercado de energia elétrica, conduzida
sob a égide da promoção de ganhos para o consumidor final, deu forma a um cenário no
quais os empreendimentos já amortizados não computam seus custos ambientais
passados e futuros, competem de forma desequilibrada com novas tecnologias que usam
recursos renováveis de energia e tem no apelo ambiental a justificativa de sua ascensão
(WELKE, 2002).
Apesar de dados desencontrados e dos posicionamentos diversos, muitos autores
ainda concordam com a necessidade de substituição da utilização dos combustíveis
25
fósseis, especialmente do petróleo, por fontes renováveis de energia. A Europa trabalha
para atingir patamares da ordem de 22% de sua eletricidade e 12% de sua energia total
de fontes renováveis em 2010 (LOVINS, 2005). Para que se possa avançar mais
rapidamente e com efetividade, respondendo decisivamente à crescente demanda da
sociedade, e também dos mercados externos, é importante contar com a melhor
informação possível referente ao meio ambiente e da sustentabilidade do
desenvolvimento no desenvolvimento local.
A Comissão Européia (CE, 2001) reconhece que a principal barreira à expansão
da energia eólica é de caráter financeiro e também afirma que certas energias renováveis
exigem grandes investimentos iniciais, à semelhança do que ocorreram no passado, com
investimentos em outros tipos de energias, como o carvão, o petróleo e a energia
nuclear. Uma das possibilidades de financiamento das energias renováveis a ser
explorada pode ser a sujeição das fontes de energia mais rentáveis — energia nuclear,
petróleo e gás. As proposições da Comissão Européia conformam-se com as demais
práticas e intenções correntes em outras regiões do mundo no que se refere à promoção
das energias renováveis. Ao afirmar que as barreiras à penetração das tecnologias
renováveis são um problema a ser resolvido no âmbito do estabelecimento de subsídios
e da regulamentação de caráter nacional, regional e local (CE, 2001). Essa comissão
soma força aos reclames dos centros de pesquisas, organizações não governamentais,
órgãos ambientais, setor produtivo e demais setores envolvidos com o desenvolvimento
e promoção das fontes renováveis e do desenvolvimento sustentável. A busca pelo
alcance desses objetivos requer um empenho ainda mais importante uma vez que no
momento são praticamente nulas as possibilidades de expansão da energia hidroelétrica,
que representa um terço das energias renováveis. Essas condicionantes restringem as
possibilidades do aproveitamento dos recursos hidroelétricos a Pequenas Centrais
Hidroelétricas – PCHs. Dessa forma, concentra-se nas outras tecnologias renováveis,
especialmente sobre a tecnologia eólio-elétrica, devido a seu estágio de
desenvolvimento tecnológico e condições de atratividade financeira, o fornecimento da
quase totalidade do aumento necessário planejado para a participação dessa alternativa
energética.
O alcance dos objetivos assumidos pela Comissão Européia de duplicar a
participação das energias renováveis no seu consumo global, saltando de 6% em 1997
para 12% em 2010, como uma estratégia de segurança no aprovisionamento energético
e promoção do desenvolvimento sustentável, exige “um grande esforço: os
26
investimentos necessários para atingir estes objetivos foram calculados pela Comissão
em 165 Bilhões de euros entre 1997 e 2010” (CE, 2001). Pode-se concluir é que as
diversas restrições ambientais postas ao modelo convencional de expansão do setor
elétrico estão adquirindo peso crescente, e em diversas situações configuram-se em um
parâmetro determinante ao se avaliar e comparar as opções entre distintas fontes e
tecnologias que devem conformar o modelo de expansão do setor elétrico em diversas
regiões econômicas do mundo.
2.2. Cenários para a sustentabilidade energética
A IHA (International Hydropower Association) em seu relatório “the Role of
Hydropower in Sustainable Development” apresentou as metas internacionais de
desenvolvimento definidas em conjunto por vários organismos internacionais que atuam
em programas de desenvolvimento. As principais instituições de desenvolvimento
internacional, incluindo as Nações Unidas (ONU), a organização para Cooperação
Econômica e Desenvolvimento (OCED), o fundo Monetário Internacional (FMI) e o
Banco Mundial, afirmam que estão trabalhando para desenvolver um conjunto de metas
comuns de desenvolvimento internacional. A energia é como um bloco básico do
edifício para o desenvolvimento. O acesso à energia disponível e confiável dá suporte a
todos os objetivos do desenvolvimento sustentável, porém a pobreza é um desafio
multifacetado e para que o problema seja enfrentado de forma adequada são necessárias
políticas específicas que contemplem todos os aspectos do problema. A eletrificação por
si só não pode garantir promessas de desenvolvimento (IHA, 2003).
Segundo a IHA (2003), a eletricidade representa um importante papel no
desenvolvimento sustentável, contribuindo com os objetivos da Declaração do Milênio.
A discussão sobre sustentabilidade apresentada pela IHA, no relatório aqui discutido,
mostra como a energia pode contribuir para que as metas do desenvolvimento
sustentável sejam atingidas. Analisando o papel da eletricidade nessas metas é possíveis
identificar algumas diretrizes e indicadores que podem ser utilizados para compor uma
lista de indicadores globais e regionais que permitam a quantificação dessa
contribuição.
As análises efetuadas na elaboração do relatório “World Energy Assessment –
Energy and the Challenge of Sustainability” pela ONU, utilizando cenários de energia,
indicaram que é possível reforçar os objetivos do desenvolvimento sustentável
27
utilizando novos recursos de energia e opções tecnológicas. Essas análises recomendam
o seguinte (UNDP, 2000): (i) continuar ao longo do caminho atual de desenvolvimento
do sistema de energia não é compatível com os objetivos do desenvolvimento
sustentável; (ii) a concretização de um futuro sustentável requererá maior confiança na
combinação de eficiência mais alta de energia, recursos renováveis, e tecnologias de
energia avançadas; (iii) uma condição prévia para alcançar um futuro de energia
compatível com objetivos de desenvolvimento sustentável está em encontrar formas de
acelerar o progresso de novas tecnologias ao longo da cadeia de inovação de energia, de
pesquisa e desenvolvimento, incentivo, e difusão destas tecnologias; (iv) prover
serviços de energia para áreas rurais é um desafio particular. Mas também oferecer
oportunidade de melhoria considerável na qualidade de vidas de 1 bilhão de pessoas
dentro de um período relativamente pequeno é também parte do desafio. Propostas
promissoras incluem soluções descentralizadas, tecnologias apropriadas, arranjos de
crédito inovadores e envolvimento local na tomada de decisão.
As principais políticas que buscam evitar que se persevere ao longo de um
padrão de energia que não é sustentável, sugeridas pelo grupo que desenvolveu o
estudo, são as seguintes (UNDP, 2000): (i) promover maior eficiência nos mercados de
energia; (ii) complementar a reestruturação do setor energético com instrumentos
regulatórios que encorajem a energia sustentável; (iii) mobilizar investimentos
adicionais em energia sustentável; (iv) incentivar a inovação tecnológica; (v) liderança
tecnológica apoiando a capacitação em países em desenvolvimento; e (vi) encorajar
maior cooperação no nível internacional.
O estudo “Proyecto Cono Sur Sustentable: Propuestas de Políticas: Energéticas
Sustentables para el Cono Sur” foi elaborado por um grupo de trabalho coordenado por
BERMANN (2002), a partir dos estudos desenvolvidos em cada país sobre o tema
sustentabilidade energética. Os países participantes foram o Chile, Uruguai, Paraguai,
Argentina e Brasil. Como resultados parciais do trabalho, foram apresentados os pilares
para a sustentabilidade energética no Cone Sul relacionados com a segurança energética
e a qualidade; eqϋidade (índices de eletrificação, carências energéticas e gastos
energéticos); energia e meio ambiente; energia e democracia e potencial de
sustentabilidade da região.
Para descrever um meio, e como nele se processará a implantação de um Parque
Eólico são usados dois enfoques: um é o qualitativo, em que se examina o ambiente e
revisam-se as características do empreendimento, procurando identificar as áreas
28
sensíveis e críticas à ação prevista, e a outra é o quantitativo, em que medindo
encontram-se valores e índices dos elementos que compõem o ambiente. Essas
mensurações destinam-se a conhecer a escala dos impactos sobre os fatores antes
qualificados. Para se conhecer esses fatores, no entanto, existem algumas dificuldades.
A mensuração direta dos elementos não é uma empreitada viável, tanto pela
complexidade dos fatores, como pelo tempo e custo que isso dependeria. Como esses
conhecimentos são imprescindíveis, recorre-se a métodos indiretos (de mensuração) que
identifiquem o ambiente e permitam previsões e interpretações das reações que ali
ocorrem (MULLER, 1995). Utilizam-se, então, indicadores socioeconômicos e
ambientais sensíveis às intervenções, os quais são expressões quantitativas que revelam
o estado de um ambiente ou descreve seu funcionamento (QUIROGA, 2002).
Ao mesmo tempo, os indicadores permitem estimar as mudanças que ali
ocorrem provocadas pela intervenção conhecida. Considerando a amplitude dos
elementos socio-ambientais, os indicadores serão igualmente medidos tanto nos meios
biofísicos como nos socio-econômicos, com procedimentos padronizados de registros,
documentos e depoimentos orais (MULLER, 1995). Os indicadores sociais informam
sobre as pressões exercidas pelo homem sobre o meio, assim como a sua eficiência para
transformar os recursos naturais em seu benefício, operar seus sistemas econômicos e de
relações sociais, promover os ajustes comportamentais para suprir suas necessidades de
nutrição, saúde e habitação e satisfazer as aspirações emocionais (MULLER, 1995).
Os indicadores podem evidenciar impactos ambientais, sociais e econômicos,
negativos (custo) e positivos (benefício) e a avaliação e solução dos efeitos socio-
ambientais de um empreendimento de geração de energia. O processo de
estabelecimento de indicadores e metas de desenvolvimento sustentável é parcialmente
cientifico e parcialmente político. A ciência explica o impacto de um determinado
poluente atmosférico no ambiente, no entanto, o processo político, mais abrangente,
determina se esses impactos são prioritários para o momento político em questão
(AMARAL, 2002; ICONS, 2003).
Um variado número de instrumentos legais que objetivam a expansão da
participação das tecnologias de energias renováveis no mercado mundial de produção
de eletricidade vem sendo fomentado. Muitos países, a partir de suas particularidades,
apresentam instrumentos alternativos dentro do debate político que conduz as reformas
implementadas em seu setor elétrico. Dentro das intervenções não legislativas, podem
ser incluídas as ações de comercialização da chamada ‘energia verde’ gerida pelos
29
agentes de mercado (geradores e distribuidores), por exemplo, através do incentivo à
conversão de plantas convencionais de geração por unidades ambientalmente amigáveis.
Nesses arranjos as empresas oferecem energia elétrica a partir de fontes renováveis e em
troca recebe uma bonificação embutida na denominada ‘tarifa verde’, paga
voluntariamente pelo consumidor que fez opção por este tipo de fornecimento (ESPEY,
2001). Os agentes de mercado também podem definir metas que incentivaram as
tecnologias renováveis e adotá-las como sendo obrigatória a sua implementação.
Existem ainda inúmeras medidas de apoio não-financeiro promovidas por
agentes representantes do estado, setor produtivo, organizações não-governamentais,
dentre outras, que podem contribuir para o alcance dos objetivos traçados nas políticas
de incentivo às fontes renováveis. Tais medidas têm caráter predominantemente
informativo e administrativo, incluindo ações de assessoramento aos investidores,
mapeamento dos recursos existentes, promoção de campanhas publicitárias para
divulgação das tecnologias e seus benefícios, bem como o aprimoramento dos processos
administrativos de avaliação e aprovação de projeto (ENZENBERGER, 2002). O
pressuposto básico para a determinação das diferenças entre esses mecanismos reside na
forma que tais instrumentos influenciam, modificando ou até mesmo eliminando, certos
comportamentos de mercado.
Os instrumentos de regulação de preços atuam no mercado estabelecendo tarifas
de compra de energia ‘verde’ às concessionárias ou pela absorção dos custos de
produção. Exemplos típicos de intervenção por regulação de preço são os mecanismos
de remuneração por alimentação da rede, investimentos subsidiados e adoção de
determinadas vantagens tributárias. A característica básica dos mecanismos de
remuneração por alimentação da rede é o fato de que o incremento de novas unidades de
produção, bem como o volume de ‘energia verde’ gerada, resulta do livre
funcionamento do mercado e não pode ser previamente definido (ENZENSBERGER,
2002).
O Sistema de Oferta (Tender system) apresenta-se com uma versão modificada
do modelo de Remuneração por Alimentação da Rede. Nesse sistema é feita uma
licitação para projetos de fornecimento de energia, a partir de fontes renováveis, para
contratos de longo prazo, na qual são determinadas cotas de participação de cada
tecnologia. Os vencedores são selecionados a partir do planejamento apresentado para
seus custos e recebem a garantia de um preço fixo por kWh ofertado durante toda
extensão do contrato. O preço de comercialização da energia, proveniente de cada
30
tecnologia, é fixado tomando como referência os custos do último licitante selecionado
(MEYER, 2003). Já no sistema de cotas (Renewable Portfolio Standards) uma
determinada contribuição percentual de participação das tecnologias renováveis na
produção de eletricidade é estabelecida pelos agentes do Governo, através de
mecanismos legais. Essas condicionantes obrigam que as empresas distribuidoras de
eletricidade ou outro ator reconhecido na cadeia elétrica se responsabilizem pelo
alcance das metas estabelecidas (MEYER, 2003).
Os produtores recebem um certificado denominado “verde” (Green certificates)
correspondente à quantidade de eletricidade gerada a partir de recursos renováveis. Para
garantir uma determinada flexibilidade ao sistema de cotas, de maneira a favorecer que
os objetivos traçados sejam de fato atingidos esse arranjo pode vir combinado com um
sistema de comercialização de certificados de ‘eletricidade verde’ (Certificates trading
model). Os créditos gerados por esses certificados devem refletir os benefícios
ambientais promovidos pela “eletricidade verde” e uma vez negociados, geram uma
renda adicional e também comprovam o cumprimento da cota estabelecida (MEYER,
2003).
Os agentes de mercado, como são forçados a cumprir uma cota determinada de
energia renovável, podem optar pela construção de suas próprias plantas de geração e
daí receberem seus certificados por energia produzida, bem como comprar energia
verde das plantas dos produtores independentes e adicionar essa energia aos seus
certificados. Além disso, também podem comprar certificados sem que adquira
fisicamente à energia gerada, financiando, assim, a implementação de novas unidades
de produção de energia renovável em outro lugar (ESPEY, 2001; ENZENSBERGER,
2002).
Como forma de não penalizar as empresas distribuidoras com elevados custos é
estabelecido um fundo que possibilite cobrir as diferenças entre o preço médio de
produção e o preço estabelecido no contrato para cada tecnologia renovável. A
formação desse fundo pode ter diversas origens: recursos da união, impostos sobre a
energia, realinhamento de tarifas, dentre outros (WELKE, 2002). Já a remuneração da
energia comercializada toma como referência o preço ofertado ou um preço obtido pela
média de todos os preços ofertados pelos investidores selecionados.
Segundo MEYER (2003), um dos problemas enfrentados quanto ao
estabelecimento de um mercado de certificados verdes refere-se ao nível desigual de
competição entre tecnologias renováveis que se encontram em diferentes fases de
31
desenvolvimento. Se um mercado de livre competição entre diferentes tecnologias
renováveis fosse criado hoje, a energia eólica provavelmente varreria as outras
tecnologias do mercado. A energia solar não teria chance, enquanto a biomassa e os
pequenos aproveitamentos hidroelétricos poderiam ser competitivos em casos
específicos. Tal situação de mercado, no longo prazo, não pôde ser considerada ótima
para a promoção do potencial de energia renovável. A possível solução é reservar o
“mercado verde” para as tecnologias renováveis maduras e promover as outras
tecnologias por uma cota dentro de um sistema de oferta (MEYER, 2003).
A comercialização de certificados de energia verde dentro de um sistema de
cotas, faz com que os preços sofram significativas flutuações. Em momentos de falta de
oferta de energia renovável os preços dos certificados alcançam níveis bem elevados.
Por outro lado, esses preços caem em situação de excesso. O que se estabelece é uma
grande incerteza quanto aos preços dos certificados tornando os riscos presentes ainda
maiores, o que, por conseqüência, afasta os investimentos nas tecnologias renováveis
(MEYER, 2003).
Em matéria de políticas públicas sobre instrumentos para o desenvolvimento das
energias renováveis, o exemplo vem da Suécia, o primeiro país no mundo a lançar um
programa que deverá livrá-lo, em 2020, da dependência dos combustíveis fósseis, sem
renunciar, no entanto o objetivo em longo prazo de fechar os 10 reatores nucleares que
respondem, hoje, pela metade da produção sueca de energia elétrica. A ênfase do
programa sueco é sobre a eficiência no uso final da energia e a eficiência da reforma
fiscal verde (SACHS, 2006).
2.3. Opções de conversão de energia e seus impactos
Os métodos mais usados para a avaliação dos impactos causados por uma opção
de conversão de energia consistem em três estágios: a identificação dos fatores
intervenientes, predição dos efeitos e o de interpretação dos resultados. Na fase da
identificação, são levantados os sistemas existentes (físico, biológico e social) e
determinados os componentes relevantes do projeto, do ponto de vista de sua influência
no meio. Um dos métodos de identificação desses impactos é o de elaboração de
indicadores de impacto (MÜLLER, 1995).
Na fase de predição, avaliam-se as alterações do meio, possíveis de serem
causadas pelo projeto, segundo seu significado quanto aos aspectos qualitativos
32
(importância) e quantitativos (magnitude, quantidade ou volume). A predição baseia-se,
em geral, em equações e modelos matemáticos relacionados com os indicadores
ambientais, amparados por testes e experimentações comprobatórias (calibração). Sendo
o modelo testado, sua aplicação gera índices que definem o estado atual e o estado do
meio depois de impactado pela opção de geração de energia. Tendo os padrões
referenciais, em forma de indicadores ou conjunto de parâmetros, eles seriam a meta a
ser perseguida e os limites da intensidade de alterações que poderiam ser introduzidas
pelo projeto de desenvolvimento proposto (MÜLLER, 1995).
Na fase de interpretação ou de avaliação final, destacam-se as áreas que
receberão impactos e sua origem, possibilitando determinar a incidência dos custos e
benefícios em termos físicos, biológicos e sociais. Essa avaliação pressupõe julgamento
que será mais precisa quanto mais efetiva tiverem sido as fases precedentes (MÜLLER,
1995).
Através de uma perspectiva ambiental, a comparação de opções de fontes
geradoras deve estar baseada em uma análise que considere todos os impactos gerados
durante o ciclo de vida do processo de produção para cada alternativa disponível. A
avaliação do ciclo de vida (Life-Cycle Assessment) se dá numa perspectiva de âmbito
mais amplo, porque segue cada opção do começo ao fim, avaliando os impactos
ambientais de todos os passos do processo, incluindo a extração de recursos,
processamento e transporte de combustíveis, construção de Parque Eólica, produção da
eletricidade e disposição do resíduo (IHA, 2003). Todo uso de fontes de energia
modifica o meio ambiente e traz conseqüências muitas vezes irreparáveis.
No manual de inventário hidrelétrico da ELETROBRAS (1997), o impacto
ambiental é definido como uma alteração causada por um aproveitamento ou conjunto
de aproveitamentos sobre o sistema ambiental. Nesse contexto, entende-se por sistema
ambiental o conjunto dos elementos existentes (físico-bióticos, socioeconômicos) na
área de estudo, incluindo seus atributos ou qualidades, as funções que exercem nos
processos e suas interações. Impacto ou efeito ambiental pode ser também definido
como o resultado de uma ação sobre um ser, uma comunidade ou uma região. Refere-se
às modificações observadas entre o processo dinâmico anterior, e o novo estado criado
pela ação introduzida. Os impactos ambientais são considerados frente a um objetivo
pretendido, relativamente ao estado final produzido, positivos ou negativos. O princípio
de custo-benefício, que deve incluir tanto os valores quantitativos como os qualitativos,
é um dos adotados para avaliar o balanço entre os efeitos positivos e os negativos de
33
uma ação proposta e serve para orientar a decisão quanto a efetuá-la ou não (MULLER,
1995).
A avaliação dos impactos ambientais deve contemplar a identificação das
alterações desfavoráveis e a identificação das ações que evitem a ocorrência total ou
parcial dos impactos (controle), das ações que reduzam as conseqüências dos impactos
(mitigação) e das ações que compensem os impactos quando a reparação é impossível
(ELETROBRÁS, 1997). Dada a grande variedade de fontes de energia primárias e
tecnologias de conversão, ao se comparar às vantagens ambientais relativas a cada uma
delas, algumas questões difíceis de responder são também levantadas. Através de uma
perspectiva ambiental, a comparação de opções de fontes geradoras deve estar baseada
em uma análise que considere todos os impactos gerados durante o ciclo de vida do
processo de produção para cada alternativa disponível.
A identificação e caracterização dos elementos dos patrimônios existentes na
área de implantação de um parque eólico permitirão determinar quais as medidas
necessárias para sua proteção e preservação durante a fase de construção e exploração.
A desvantagem mais usualmente atribuída à energia eólica seria a falta de energia firme.
No caso de operação integrada, a energia firme de um parque eólico corresponde à
geração observada ao longo do período crítico dos dados históricos utilizados para
simulações (ELETROBRAS, 1996).
Outro conceito utilizado em otimização de sistemas interligados é o de energia
garantida de um Parque Eólico, que pode ser definido como sendo um valor de
referencia tal que o fluxo de receita de compra e venda de energia, respectivamente, nos
períodos deficitário e superavitário, valorizado pelo custo marginal de operação, resulte
nulo para um período suficientemente longo (ELETROBRAS, 1996).
A inserção de um Parque Eólico em um sistema Interligado não deve afetar o
desempenho nem a otimização; portanto, com base nesses pressupostos se podem
calcular seus benefícios energéticos, os quais são avaliados com base nos conceitos de
energia firme e energia garantida (COPEL, 1997).
Em 1998 foram realizados, na Universidade de Roskilde, na Dinamarca, estudos
com simulações em resolução horária para dois cenários de inserção de energia eólica
no Sistema Elétrico Dinamarquês interligado ao Sistema Elétrico Europeu. No primeiro
cenário, que considerou uma inserção de energia eólica correspondente a 37% do
consumo na Dinamarca, demonstraram que essa situação poderia ocorrer sem prejuízo
da segurança e estabilidade do sistema, pois haveria uma complementaridade entre o
34
sistema eólico Dinamarquês e o sistema hidrelétrico da Suécia e Noruega (MEIBOM,
SVENDSEN & SORENSEN, 1999).
O segundo cenário considerou uma inserção de energia eólica no sistema elétrico
Nórdico (incluindo Alemanha, Bélgica e Holanda) de aproximadamente 100% do
consumo da Dinamarca. Os resultados obtidos demonstraram que o segundo cenário
seria também viável tecnicamente no que se refere à segurança a estabilidade do sistema
regional, desde que houvesse investimentos em linhas de transmissão da Dinamarca
para a Suécia, porém essa alteração acresceria o custo médio da energia em 37%.
Sabendo-se, porém, que a inserção de energia eólica da Dinamarca substituiria térmicas
na Suécia, reduzindo as emissões de CO
2
, e o preço da energia poderia diminuir se
ganhos ambientais decorrentes fossem computados (HOLTTINEN, 2004).
2.4. Estudos sobre energia eólica segundo o modelo de Weibull
Dentre os estudos pioneiros com a distribuição de Weibull, merecem destaque
especial os trabalhos de HENNESSEY (1977) e JUSTUS et al. (1978). Eles aplicaram o
modelo de Weibull à velocidade do vento medida em mais de cem localidades dos
Estados Unidos, ocasião em que concluíram que esse modelo foi o que proporcionou o
melhor ajuste aos dados de distribuição de freqüências da velocidade do vento.
HENNESSEY (1978) realizou outro estudo em que comparava o desempenho dos
modelos de Weibull e Rayleight e concluiu que o erro máximo esperado, obtido com o
uso do modelo uniparamétrico de Rayleight em comparação com o da Weibull, é
aceitável.
No estudo de STEVENS e SMULDERS (1979) foram utilizados diversos
métodos para obter os valores dos parâmetros de Weibull: método dos momentos,
método do fator padrão de energia, método da máxima verossimilhança e uso de
estimativas percentuais. A comparação dos resultados dos diversos métodos não oferece
discordância, o que só comprova a flexibilidade no rearranjo do modelo de Weibull.
CEBALLOS et al. (1987) conduziram um inventário energético do Nordeste do
Brasil. O trabalho teve como objetivo fornecer uma estimativa da distribuição espacial
de potência eólica disponível no Nordeste do Brasil, assim, como do aproveitamento
esperado através de três tipos de aerogeradores. Esse trabalho descreve ainda os
aspectos das variações temporais do vento e da potência eólica. Nesse estudo foram
processados dados horários de velocidades e direção do vento oriundo de anemógrafos
35
universais Fuess (sensores a 10 m de altura) para o qüinqüênio 1977 – 1981,
correspondentes a 77 estações da ex-Rede Climatológica do Nordeste (INEMET). O
trabalho se limitou aos aspectos de avaliação da energia eólica disponível, e que as
estações utilizadas no trabalho se encontram distribuídas com propósitos sinóticos,
correspondendo apenas a uma avaliação de áreas favoráveis.
MACEDO (1989) estudando um Sistema de Conversão de Energia Eólica
(SCEE), aplicado à geração de energia elétrica para turbinas de pequeno porte para
carregamento de baterias. Ele observou que o comportamento da característica da
potência indicou que grande parte da energia disponível não seria aproveitada, caso não
existisse um elemento controlador. Também foi utilizada a influência dos parâmetros
ajustável da distribuição de Weibull sobre o SCEE, a partir das expressões de densidade
da energia, procurando determinar a faixa de operação da turbina para um casamento
otimizado com a velocidade do vento, medidas na central de testes. O SCEE estudado
baseou-se no acionamento realizado para uma turbina vertical, tipo Savonius.
BANDEIRA (1990) analisou o regime diário e mensal do vento no Nordeste do
Brasil, até a latitude de 12 graus Sul. Os dados trabalhados foram às velocidades
horárias a 10 m de altura, no período de 1977 a 1981, para 66 estações do antigo
Departamento Nacional de Meteorologia (DNMET), atual INEMET. Os dados foram
agrupados em quatro períodos diários, cada um tendo seis horas de duração. O modelo
de Weibull bi-paramétrico (numa versão híbrida) foi ajustado à distribuição empírica de
freqüência do vento. Para a estimativa dos parâmetros de Weibull foram testados três
métodos: momentos, máxima verossimilhança e mínimos quadrados. Os testes de ajuste
indicaram que a máxima verossimilhança como geradora dos melhores ajustes; o
método dos momentos forneceu ajustes com desvios semelhantes com relação à
distribuição empírica, e foi adotado por ser de aplicação mais simples. O método dos
mínimos quadrados evidenciou-se desvios apreciáveis, porém, não recomendado,
mesmo apesar da simplicidade na obtenção dos parâmetros, apontou o trabalho.
Para MARTINS (1993) o conhecimento da direção predominante dos ventos,
velocidades médias e possíveis fenômenos eólicos cíclicos que ocorrem localmente
fornecem informações importantes para o posicionamento de quebra-ventos,
construções de estábulos, distribuição das diferentes culturas no campo e,
principalmente, no posicionamento e dimensionamento das torres para utilização dessa
fonte natural de energia. Assim, o conhecimento das características do vento é
fundamental para se estimar o possível aproveitamento do vento como energia
36
alternativa. É importante lembrar que sendo a velocidade do vento uma variável
aleatória, deve-se salientar a ocorrência de variabilidade mensal nos valores médios
estimados dentro de uma série de anos. Essa inevitável variação que ocorre nos eventos
meteorológicos justifica a utilização de análises mais criteriosas para estimativa dos
valores a serem assumidos como constantes para uma determinada região, relacionadas
à distribuição de freqüência dos valores estimados (SILVA et al., 2001).
SOPIAN et al. (1995) identificaram o potencial eólico da Malásia, com base em
estudo do comportamento do vento de 10 estações. No cálculo da densidade da potência
eólica mensal usaram os parâmetros da distribuição de Weibull, que foram obtidos
segundo o método gráfico. O potencial máximo obtido foi verificado em Mersing, com
85,61 W/m² a 10 m. Nessa pesquisa os autores não levaram em consideração a direção
predominante do vento para fins do potencial eólico.
TOLUN et al. (1995) avaliaram o potencial eólico de quatro localidades do
Noroeste da Turquia, com base em três anos de registro dos dados horários da
velocidade do vento. Foram usados vários modelos estatísticos, inclusive o de Weibull,
e um algoritmo que eliminava efeitos da orografia, rugosidade e obstáculos da
superfície. O potencial foi avaliado em três alturas: 10 30 e 50 m. Na estação NWS a
potência variou de 34 a 146 W/m², para altura de 10 m e de 80 a 326 W/m², a 50 m.
COELINGH et al. (1996) empreenderam uma análise pormenorizada do vento
em 3 plataformas marítimas no Mar do Norte. Obtiveram estatísticas das velocidades,
ciclos diários e anuais, determinação dos parâmetros de Weibull segundo o método
gráfico e analisaram, também, o comportamento do vento com a direção (30 graus).
Para comparar as velocidades entre as plataformas, foram realizadas medições em
diferentes alturas e aplicaram a teoria da similaridade de Monin-Obukhov.
SCERRI e FARRUGIA (1996) compararam o ajustamento das distribuições de
Weibull e logística a dados horários de vento da Ilha de Malta. A estimativa dos
parâmetros de ambos os modelos se deu segundo o método dos mínimos quadrados.
Observaram que as médias mensais de vento se aproximaram melhor daquelas obtidas
com a logística. Eles atribuíram o fraco desempenho da Weibull ao método usado para o
cálculo de seus parâmetros.
SOUSA e GRANJA (1997), a partir do registro de seis anos de dados do
INMET, obtiveram os parâmetros de Weibull para períodos semanais e mensais, com
base na observação da velocidade e direção do vento medido a 10 m no período de 1986
a 1991. Eles utilizaram o método gráfico e mais outros propostos por Justus et al.
37
(1978), como também trabalharam com a definição de probabilidade de ocorrência da
velocidade máxima proposto por Widger (1977). Eles concluíram que a densidade de
potência média anual em Campo Grande e Dourado foi respectivamente de 40,2 e 49,8
W/m² e que o método gráfico apresentou o melhor ajuste para os parâmetros “C” e “K”
de Weibull, pois apresenta os menores erros dentre os métodos apresentados por
JUSTUS et al. (1976).
MAYHOUB e AZZAM (1997) estimaram o potencial eólico do Egito, com base
em 20 anos de dados coletados em 15 estações distribuídas naquele país. Embora as
medições tenham sido tomadas a 10 m, foi determinada a energia eólica a 25 m. Para
tanto, usaram os parâmetros de Weibull, que foram obtidos através do método gráfico.
Observaram que na costa do Mar Vermelho a potência eólica foi superior 450 W/m². Já
algumas estações do Mediterrâneo apresentaram energia disponível da ordem de 150 a
200 kWh/m²/ano, enquanto que no interior os valores caíram para menos de 50
kWh/m²/ano. Para algumas estações foram comparadas as densidades de potência eólica
e energia disponível segundo as observações e de acordo com os parâmetros de Weibull.
Em geral, os valores da densidade da potência eólica e a energia eólica obtida com os
parâmetros de Weibull foram ligeiramente menores que aqueles baseados nas
observações.
SAHIN e AKSAKAL (1998) realizaram estudo acerca do potencial eólico da
Arábia Saudita, ajustando os dados de vento às distribuições de Weibull e Rayleight.
Eles avaliaram o desempenho de um sistema de conversão com dois eixos horizontais
com dados experimentais da velocidade do vento e da distribuição obtida com dois
modelos analíticos. Foi concluído desse estudo que os resultados alcançados com os
dados experimentais se aproximaram melhor àqueles gerados com o modelo de Weibull,
apresentando erro relativo de apenas 3,46%. Nesse estudo o método gráfico foi usado na
estimativa dos parâmetros de Weibull.
BORHAN (1998) investigou os mecanismos atmosféricos responsáveis pelo alto
potencial eólico na Turquia e ilhas vizinhas. Ao mesmo tempo, quantificou a potência
eólica em três localidades usando, para tanto, a distribuição de Weibull e o método dos
momentos. Em Bozcoada a potência situou-se entre 120,5 e 1.410,9 W/m² (a 30 m).
NFAQUI et al. (1998) estudaram as características do vento e o potencial eólico
da região mais ventilada de Marrocos, utilizando dados horários de 11 estações.
Concluíram que a distribuição híbrida de Weibull representou melhor o dado observado,
38
em comparação com a forma clássica de Weibull. Com base nas características
estatísticas do vento da região estudada e num aerogerador padrão, eles concluíram que
a potência eólica da região era de 1.817 MW, o que corresponderia a um total
explorável de 15.196 GWh por ano.
GARCIA et al. (1998) caracterizaram a velocidade e a direção do vento através
da função contínua de densidade de probabilidade a partir do modelo de Weibull. Foram
obtidos os parâmetros “K” e “C” para as regiões de vale e regiões montanhosas, onde
identificaram que o parâmetro “C” variou bastante de acordo com a direção considerada
e que ambos os parâmetros mostraram uma tendência crescente à medida que domina
certa direção do vento. Trabalharam também com os coeficientes de assimetria e
curtose, e que as diferentes direções mostraram flutuações importantes.
TORRES et al. (1999) apresentaram estudo pioneiro ao caracterizar o vento de
acordo com sua direção, dividida em oito classes. Para cada uma delas foi determinada a
sua freqüência relativa e obtidos os parâmetros da distribuição de Weibull. As análises
se deram sobre um intervalo de tempo de 10 minutos. Foram usados dados de 11
estações automáticas localizadas na região de Navarra, Espanha, no período de 1992 a
1996. Inclusive, para cada direção, foram determinados a sua freqüência relativa de
ocorrência, os coeficientes de assimetria e de curtose, e os parâmetros de forma e escala
de Weibull. Não houve caracterização da variação mensal das variáveis mencionadas.
SILVA e LARROZA (1999) construíram tabelas de probabilidades qüinqüenais
da velocidade média e da velocidade máxima do vento em Pelotas, RS. Eles usaram
uma transformação (raiz quarta) como forma de homogeneizar a variância e normalizar
os dados de vento. As probabilidades foram estimadas pela distribuição de Student para
níveis de 1 a 99% de probabilidade.
SEGURO e LAMBERT (2000) usaram três métodos de estimativa dos
parâmetros de Weibull: duas variações do método de máxima verossimilhança e o
método gráfico. Eles observaram que o método gráfico é o mais usual em virtude de sua
simplicidade. O trabalho tinha como objetivo demonstrar que o método de máxima
probabilidade é o método mais apropriado para estimar os parâmetros de Weibull.
Observaram que os parâmetros de Weibull fornecem uma representação conveniente
dos dados de velocidade para propósitos de cálculo de energia eólica.
LUN e LAM (2000) destacaram o grande esforço empreendido nas últimas
décadas no sentido do desenvolvimento de um modelo estatístico adequado para
descrever a distribuição de freqüências da velocidade do vento. Concluíram que muitas
39
considerações foram dadas ao modelo biparamétrico de Weibull em face dele ter sido
constituído com base no método que melhor se ajusta aos dados de velocidade do vento.
Na sua pesquisa, aplicaram a distribuição de Weibull a trinta anos de registros de
velocidade do vento de três localidades em Hong Kong e analisaram a variação mensal,
estacional e anual dos parâmetros de Weibull. Usaram o método gráfico na estimativa
dos parâmetros de Weibull e avaliaram as tendências dos parâmetros no período
analisado. Eles concluíram que a partir da primeira metade do período estudado houve
uma tendência de crescimento dos parâmetros do modelo.
MERZOUK (2000) obteve o mapa do potencial eólico da Argélia a partir dos
dados de vento de 64 estações. Caracterizou as variações diárias e anuais com base no
uso da distribuição de Weibull, sendo que as velocidades médias usadas correspondem a
um período com 3 horas de duração, e de pelo menos 10 anos de registros. Segundo o
autor o modelo de Weibull é o mais usado para descrever a variação das velocidades do
vento. Porém, nas regiões onde os registros das freqüências do vento são fracos, deve-se
adotar a distribuição híbrida de Weibull. Usou essa distribuição híbrida e o da máxima
verossimilhança para as localidades com tais características.
ALVES (2001) também trabalhou com os dados horários de velocidade e
direção dos ventos provenientes dos registros de anemógrafos universais Fuees, a 10 m
de altura, das 77 estações pertencentes ao antigo Departamento Nacional de
Meteorologia, no período compreendido entre janeiro de 1977 a dezembro de 1981. O
objetivo da pesquisa foi à determinação da potência média horária da direção
predominante do vento. Para tanto, foi identificada a freqüência relativa associada à
velocidade média horária do vento naquela direção predominante, estimando os
parâmetros da distribuição de Weibull de acordo com os métodos dos momentos e
gráfico. Também foi testado o ajustamento do modelo de Weibull aos dados observados
segundo o método de Kolmogorov-Smirnov. Em função dos resultados apresentados
nesse trabalho, constatou-se que a direção predominante do vento no Nordeste do Brasil
é de Leste, flutuando para Sudeste e Nordeste, e que ventos mais fortes, em média 4,3
m/s, ocorreram no estado do Rio Grande do Norte, e ventos mais fracos, em média 2,7
m/s, ocorreram no estado do Maranhão. A distribuição estatística de Weibull apresentou
um bom ajuste que foi comprovado pela consistência verificada na obtenção dos
parâmetros “A” e “B”. O ajuste pelo método dos momentos evidenciou melhor que o
método dos mínimos quadrados, embora a aplicação do teste de aderência de
Kolmogorov-Smirnov apresentou, em ambos os casos, resultados satisfatórios. Esses
40
trabalhos indicam a importância do conhecimento do comportamento do vento para
qualquer projeto envolvendo captação de energia eólica, com o conhecimento completo
do comportamento do vento no local escolhido. Os ventos variam de intensidade e
direção a cada instante, sendo necessário à adoção de um modelo matemático para uma
análise mais precisa do vento. Faz-se então necessário à medição com precisão e
qualidade. Sendo o vento representado pelo seu vetor velocidade, que possui um
módulo (ou intensidade), direção e sentido. A sua medição deverá fornecer, portanto,
esses três elementos (VIANELLO e ALVES, 1991). Esses parâmetros são altamente
específicos de cada local e somente podem ser determinados com exatidão suficientes
com medidas em um local particular durante um período suficientemente longo. Eles
são usados para determinar o rendimento e o custo da implantação de uma turbina eólica
em um dado local.
As maiores velocidades de vento são geralmente encontradas sobre o topo das
montanhas, costas expostas e no mar aberto. Vários parâmetros necessitam ser
conhecidos a respeito do vento, incluindo a sua velocidade média, direção, variações em
torno da média em curtos intervalos de tempo, variações diárias, variações sazonais,
variações anuais e variações com a altura. Assim, essas medições permitem conhecer as
variações dos ventos à superfície, o que são muito importantes para fins práticos, tal
como para a conversão da energia eólica. Os cursos diário e anual da velocidade do
vento têm uma componente fortemente ligada à oferta da radiação solar, caracterizando
a energia de vento como possuidora de alta variabilidade em espaço e tempo (ALVES,
2001).
O planejamento do uso adequado dos recursos eólicos de uma região deve
caracterizar bem o vento, ou seja, identificar os locais de maior potencialidade eólica e a
energia que pode ser gerada nesses locais, bem como o desempenho das turbinas de
vento que sofrem a influência da turbulência gerada pela rugosidade da superfície e da
cobertura vegetal. Tudo isso é fundamental na elaboração de um projeto de criação de
um parque eólica para geração de energia. Para produzir esse conhecimento tem sido
usado em diversos estudos o modelo estatístico Weibull de dois parâmetros, em virtude
do mesmo apresentar um bom ajuste à distribuição de freqüência dos dados de
velocidade do vento. Esses parâmetros podem ser determinados de diferentes maneiras.
No entanto, tem sido usado com maior freqüência o método gráfico, mais conhecido no
passado como “gráfico de Weibull”, e que mais recentemente tem sido classificado
41
como dos mínimos quadrados. Porém, nos dias atuais sendo mais utilizados, o método
da máxima verossimilhança e o método dos momentos. Ambos são os que oferecem as
estimativas mais precisas dos parâmetros de Weibull (ALVES, 2001).
SILVA et al. (2002) realizou um trabalho sobre o potencial eólico na direção
predominante do vento no Nordeste brasileiro, com dados horários de velocidade e
direção do vento, provenientes de registros de anemógrafo Universal Fuess, a 10 m de
altura, de 77 estações climatológicas pertencentes ao Instituto Nacional de Meteorologia
(INMET), no período de janeiro de 1977 a dezembro de 1981. O objetivo da pesquisa
foi à determinação da potência eólica média horária da direção predominante do vento
em todas as estações selecionadas. Na pesquisa constatou-se que a direção
predominante do vento no Nordeste do Brasil é de Leste, com flutuações para Sudeste e
Nordeste. Eles trabalharam com a distribuição de Weibull e identificou a maior potência
eólica na estação de Acaraú no Ceará.
SILVA et al. (2004) realizou um trabalho sobre a variabilidade espacial e
temporal do potencial eólico da direção predominante do vento no Nordeste do Brasil,
utilizando-se novamente dos dados horários de velocidade e direção do vento,
provenientes de registros de anemógrafo Universal Fuess, a 10 m de altura, de 77
estações climatológicas pertencentes ao Instituto Nacional de Meteorologia (INMET),
no período de janeiro de 1977 a dezembro de 1981. Eles concluíram que o ajuste pelo
método dos momentos evidenciou-se melhor do que o dos mínimos quadrados e
também constatou que os estados do Rio Grande do Norte, Sergipe, Pernambuco e
Ceará apresentaram potencial superior a 20 W/m².
O estudo de AGUIAR (2004) focalizou a questão de como minorar a má
distribuição de renda tendo a geração de energia elétrica limpa e descentralizada como
um de seus agentes. O objetivo foi mostrar que existem tecnologias, pouco usadas no
Brasil, e que poderiam se implantadas, ser mais vantajosas pela concomitante geração
de empregos e mais favoráveis no aspecto estratégico de independência de suprimentos
externos.
Recentemente, SILVA (2006) desenvolveu um trabalho sobre o
desenvolvimento tecnológico e ampliação do uso das fontes renováveis de energias
complementares no Brasil. Nesse trabalho ele expõe os determinantes do esgotamento
do modelo de expansão do setor elétrico, que mostra a instabilidade da manutenção das
ações de pesquisa e desenvolvimento do uso da tecnologia eólio-elétrica.
42
Capítulo III
______________________________________________________________________
3. Material e Métodos
Em resposta aos objetivos propostos neste trabalho foram realizados
procedimentos metodológicos descrito a seguir: (i) interpretação da legislação com
relação aos recursos energéticos renováveis, em especial a energia eólica e (ii)
detalhamento da metodologia para a obtenção do potencial eólico a 10 m.
3.1. Legislação dos recursos energéticos renováveis
O Governo brasileiro através dos diversos atos legislativos deu forma a um
arcabouço institucional que encorajou o uso de novas fontes de energias renováveis e de
suas reais possibilidades de aproveitamento a partir de vários instrumentos legais,
descritos a seguir.
Constituição Federal de 1988
Seção IV
DOS IMPOSTOS DOS ESTADOS E DO DISTRITO FEDERAL
Art. 155. Compete aos Estados e ao Distrito Federal instituir impostos sobre:
§ 3º À exceção dos impostos de que tratam o inciso II do caput deste artigo e o art. 153,
I e II, nenhum outro imposto poderá incidir sobre operações relativas à energia elétrica,
serviços de telecomunicações, derivados de petróleo, combustíveis e minerais do País.
Artigo 175: Atribui responsabilidade ao poder público, na forma da lei, pela prestação
de serviços públicos, diretamente ou sob o regime de concessão ou permissão.
Artigo 176: Define condições para o aproveitamento dos potenciais de energia
hidráulica e para a pesquisa e a lavra de recursos minerais, bem como dispensa a
autorização ou concessão para o aproveitamento do potencial de energia renovável de
capacidade reduzida.
43
Artigo 225: Encerra o Capítulo dedicado ao meio ambiente, assegurando a todos o
direito ao meio ambiente ecologicamente equilibrado e impondo ao poder público e à
coletividade o dever de defendê-lo e preservá-lo para as presentes e futuras gerações,
dentro de condições que especifica.
Leis específicas do setor elétrico
Lei Nº. 10847 de 15/03/2004: Autoriza a criação da Empresa de Pesquisa Energética
(EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia.
Lei Nº. 10848 de 15/03/2004: Dispõe sobre a comercialização de energia elétrica.
Lei Nº. 10762 de 11/11/2003: Dispõe sobre a criação do Programa Emergencial e
Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de
Energia Elétrica.
Lei Nº. 10438 de 26/04/2002: Dispõe sobre a expansão da oferta de energia elétrica
emergencial, recomposição tarifária extraordinária e universalização do Serviço Público
de Energia Elétrica, cria o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica – PROINFA - e a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
Lei Nº. 10295 de 17/10/2001: Dispõe sobre a Política Nacional de Conservação e Uso
Racional de Energia, visando à alocação eficiente de recursos energéticos e preservação
ambiental.
Lei Nº. 9991 de 24/07/2000: Dispõe sobre realização de investimento em pesquisa e
desenvolvimento e em eficiência energética por parte das empresas concessionárias,
permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica.
Lei Nº. 9427 de 26/12/1996: Institui a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL
disciplina o regime das concessões de Serviços Públicos de Energia Elétrica.
Lei Nº. 9074 de 07/07/1995: Estabelece normas para a outorga e prorrogações das
concessões e permissões de serviços públicos.
Lei Nº. 8987 de 13/02/1995: Dispõe sobre o regime de concessão e permissão da
prestação de serviços públicos previstos no art. 175 da Constituição Federal.
Decretos específicos do setor elétrico
Decreto Nº. 5597 de 28/11/2005: Regulamenta o acesso de consumidores livres as rede
de transmissão de energia elétrica, sob a autorização, aprovação, fiscalização e
regulação da ANEEL.
44
Decreto Nº. 5177 de 12/08/2004: Autoriza a criação da Câmara de Comercialização de
Energia Elétrica - CCEE, sob a regulação e fiscalização da ANEEL, e dispõe sobre sua
organização, atribuições e funcionamento.
Decreto Nº. 5163 de 30/07/2004: Regulamenta a comercialização de energia elétrica, o
processo de outorga de concessões e de autorizações de geração de energia elétrica.
Decreto Nº. 5025 de 30/03/2004 : Regulamenta o inciso I e os parágrafos 1°, 2°, 3°, 4° e
5° do artigo 3° da Lei 10.438 de 26.04.2002, no que dispõem sobre o Programa de
Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Decreto Nº. 4970 de 30/01/2004: Dá nova redação ao art. 1º do Decreto nº 4.932, de
23.12.2003, que dispõe sobre a delegação de competência à Agência Nacional de
Energia Elétrica – ANEEL.
Decreto Nº. 4932 de 23/12/2003: Dispõe sobre a delegação de competências à Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.
Decreto Nº. 4873 de 11/11/2003: Institui o Programa Nacional de Universalização do
Acesso e Uso da Energia Elétrica - Luz para Todos.
Decreto Nº. 4562 de 31/12/2002: Estabelece normas gerais para celebração, substituição
e aditamento dos contratos de fornecimento de energia elétrica; para tarifação e preço de
energia elétrica; dispõe sobre compra de energia elétrica das concessionárias de serviço
público de distribuição.
Decreto Nº. 4541 de 23/12/2002: Regulamenta os arts. 3º, 13, 17 e 23 da Lei 10.438 de
26.04.2002, que dispõe sobre a expansão da oferta de energia elétrica emergencial,
recomposição tarifária extraordinária, cria Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
de Energia Elétrica - PROINFA e a Conta de Desenvolvimento Energético – CDE.
Decreto Nº. 4505 de 11/12/2002: Altera os Decretos 3.520 de 21.06.2000 e 4.131 de
14.02.2002, que dispõem sobre a estrutura e o funcionamento do Conselho Nacional de
Política Energética – CNPE.
Decreto Nº. 4413 de 07/10/2002: Acrescenta parágrafos ao art. 9º do Decreto 62.724 de
17.05.1968, que estabelece normas gerais de tarifação para as empresas concessionárias
de Serviço Público de Energia Elétrica.
Decreto Nº. 4059 de 19/12/2001: Regulamenta a Lei 10.295 de 17.10.2001, que dispõe
sobre a política nacional de conservação e uso racional de energia.
Decreto Nº. 3900 de 29/08/2001: Cria a Comercializadora Brasileira de Energia
Emergencial - CBEE, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME.
45
Decreto Nº. 3867 de 16/07/2001: Regulamenta a Lei 9.991 de 24.07.2000, que dispõe
sobre investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética por parte
das empresas concessionárias, permissionárias e autorizadas do setor de energia elétrica.
Decreto Nº. 2655 de 02/07/1998: Regulamenta o Mercado Atacadista de Energia
Elétrica e define as regras de organização do Operador Nacional do Sistema Elétrico –
ONS.
Decreto Nº. 2003 de 10/09/1996: Regulamenta a produção de energia elétrica por
Produtor Independente e por Autoprodutor.
Decreto Nº. de 27/12/1994: Cria o Programa de Desenvolvimento Energético dos
estados e municípios – PRODEEM.
Decreto Nº. de 18/07/1991: Dispõe sobre o Programa Nacional de Conservação de
Energia Elétrica - PROCEL, em consonância com as diretrizes do Programa Nacional
de Racionalização da Produção e do Uso da Energia.
Portarias do Ministério de Minas e Energia
Portaria Nº. 231 de 12/05/2005: Cria o comitê gestor do Projeto PNUD-039, como
responsável pela definição das diretrizes gerais e prioridades, para o plano de ação do
Projeto de Apoio à reestruturação do setor energético.
Portaria Nº. 232 de 12/05/2005: Cria o Comitê Gestor do Projeto ESTAL, como
responsável pela definição das diretrizes gerais e prioridades, para o plano de ação do
Projeto de Assistência Técnica ao Setor Energético - Projeto ESTAL.
Portaria Nº. 212 de 05/06/2002: Aprovar o relatório final do Plano Decenal de Expansão
do Sistema Elétrico Brasileiro para o período 2001 a 2010, elaborado pelo Comitê
Coordenador do Planejamento da Expansão dos Sistemas Elétricos - CCPE.
Portaria Nº. 046 de 07/03/2001: Cria o Comitê de Acompanhamento das Metas de
Conservação de Energia - CAMEC, com a atribuição básica de acompanhar o processo
de estudos e implantação das providências de conservação, indicados nos planos do
Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica - PROCEL e do CONPET.
Resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica
46
Resolução Nº. 715 de 28/12/2001 publicado em 29/12/2001 Estabelece regras para a
contratação do acesso temporário aos sistemas de transmissão e de distribuição de
energia elétrica.
Resolução Nº. 502 de 26/11/2001: Aprova o Manual dos Programas de Pesquisa e
Desenvolvimento Tecnológico do Setor Elétrico Brasileiro.
Resolução Nº. 728 de 30/12/2003: Estabelece, nos termos da Resolução CNPE 010 de
16.12.2003, o valor do encargo de aquisição de energia elétrica emergencial, de que
trata a Lei 10.438 de 26.04.2002.
Resolução Nº. 223 de 29/04/2003: Estabelece as condições gerais para elaboração dos
Planos de Universalização de Energia Elétrica, visando ao atendimento de pedidos de
fornecimento ou aumento de carga, regulamentando o disposto nos arts. 14 e 15 da Lei
10.438 de 26.04.2002, bem como fixa as responsabilidades das concessionárias e
permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
Resolução Normativa Nº. 127 de 06/12/2004: Estabelece os procedimentos para o rateio
dos custos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica -
PROINFA, bem como para a definição das respectivas quotas de energia elétrica.
Resolução Normativa Nº. 111 de 16/11/2004: Estabelece as quotas anuais provisórias de
energia, referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
- PROINFA, para as distribuidoras que operem no Sistema Interligado Nacional - SIN,
em função do Leilão de energia de geração, existente no Ambiente de Contratação
Regulada.
Resolução Normativa Nº. 077 de 18/08/2004: Estabelece os procedimentos vinculados à
redução das tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, para
empreendimentos hidrelétricos de geração, caracterizados como Pequena Central
Hidrelétrica, e aqueles com fonte solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, com
potência instalada menor ou igual a 30.000 kW.
Resolução Normativa Nº. 056 de 06/04/2004: Estabelece os procedimentos para acesso
das centrais geradoras participantes do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica – PROINFA.
Resolução Normativa Nº. 176 de 28/11/2005: Estabelece os critérios para aplicação de
recursos em Programas de Eficiência Energética.
Resolução Normativa Nº. 189 de 06/12/2005: Estabelece os critérios e procedimentos
para apuração e repasse, à Tarifa de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD, dos
valores decorrentes de variações das quotas de custeio, ocorridas entre reajustes
47
tarifários anuais, referentes ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia
Elétrica - PROINFA.
Resolução Homologatória Nº. 250 de 28/11/2005: Estabelece as quotas de custeio e as
de energia elétrica, para o ano de 2006, no âmbito do Programa de Incentivo às Fontes
Alternativas de Energia Elétrica – PROINFA.
Resolução Outras Nº. 001 de 17/11/2004: Define o critério geral de garantia de
suprimento, aplicável aos estudos de expansão da oferta e do planejamento da operação
do sistema elétrico interligado, bem como ao cálculo das garantias físicas de energia e
potência de um empreendimento de geração de energia elétrica.
Resolução Outras Nº. 012 de 17/09/2002: Estabelece diretrizes para celebração,
substituição e aditamento de contratos de fornecimento de energia elétrica e para
política tarifária e de preços da energia vendida pelas concessionárias ou
permissionárias de serviço público de geração ou de distribuição de energia elétrica.
3.2. Metodologia para determinação do FIR
Diante da disponibilização das ementas com a definição e a atribuição da
legislação que favorece a política das energias renováveis no Brasil resultaram em duas
avaliações: (i) interpretação das políticas, resultando numa análise específica com a
construção do Quadro 5.1 (Resumo dos atos legislativos e sua contribuição – FIR -
fatores impulsionadores para a promoção das energias renováveis: P&D (Pesquisa e
Desenvolvimento ou Avanços Tecnológicos) – atos que corroboram para a evolução
tecnológica das fontes renováveis; I (Incentivos) - atos caracterizados por estímulo ou
instigadores das políticas energéticas; F (Flexibilização) – atos de contribuição ou
facilitadores dentro do cenário energético brasileiro e RA (Responsabilidade Ambiental)
– atos contemplados pela política de responsabilidade com o meio ambiente e seu uso
racional.
Estabelecendo esses fatores como os principais indicadores do grau de
valorização da política energética para a expansão das fontes renováveis em que fica
caracterizada a questão energética nacional propícia à expansão das renováveis a partir
da descrição central dos atos legislativos e a determinação da sua influência na
promoção direta ou indiretamente e (ii) analise dos principais medidas impulsionadoras,
com ênfase nas energias renováveis, identificando os aspectos pontuais para energia
eólica, tais como: Produtor Independente de Energia, Autoprodutor e Consumidor
48
Livre; a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL); o Programa Emergencial de
Energia Eólica (PROEÓLICA); o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica (PROINFA) e a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE). A partir
desse conjunto de Leis, e uma série de outras ferramentas institucionais (Portarias,
Resoluções, Decretos e Relatórios) de caráter legal, serão apresentados os resultados da
análise da política de promoção das fontes renováveis, em especial, da energia eólica na
matriz energética brasileira através dos principais programas governamentais,
contribuindo para a compreensão do cenário brasileiro neste setor.
3.3. Caracterização geográfica das Mesorregiões do Ceará
O estado do Ceará é localizado na região Nordeste do Brasil e tem por
limites o Oceano Atlântico ao norte e nordeste, o Rio Grande do Norte e a Paraíba a
leste, Pernambuco ao sul e o Piauí a oeste. Sua área total é de 146.348,30 km², ou
9,37% da área do Nordeste e 1,7% da superfície do Brasil. Apresenta formações de
relevo bastante irregular: a oeste é delimitada pela Costa da Ibiapaba, a leste, pela
Chapada do Apodi, a sul pela Chapada do Araripe e a Norte pelo Oceano Atlântico.
Na região central do estado encontra-se a "Depressão" Sertaneja, onde estão as
Serras e Inselbergs, que são formações montanhosas de origem sedimentar e
cristalina, respectivamente. Essa área encontra-se no domínio da Caatinga, um
bioma semi-árido exclusivamente brasileiro, caracterizado por um período chuvoso
restrito a 3 ou 4 meses do ano e alta biodiversidade.
O clima predominante no Ceará é o semi-árido, onde em pelo menos 9 meses do
ano não chove e a temperatura média alcança 28
o
C em quase todas as mesorregiões. A
forte sazonalidade do bioma faz com que existam fauna e flora adaptadas a tais
condições ambientais. O estado está imerso na contínua circulação atmosférica
subequatorial dos ventos alísios, intensificados pelas brisas marinhas ao longo de 640
km de seu perímetro litorâneo com o Oceano Atlântico. Superpondo-se a estes fatores, a
movimentação da Zona de Convergência Intertropical induz uma pronunciada
sazonalidade nos regimes de vento.
Os dados a serem utilizados no estudo são provenientes de redes automáticas
(PCDs) espalhadas por todas as mesorregiões do estado do Ceará, com dados horários e
direção dos ventos a 10 m de altura no período de 2003 a 2006. A Figura 3.1 exibe a
49
distribuição regional da área de abrangência do estudo de caso e sua distribuição
espacial por todo o estado do Ceará. As estações analisadas estão apresentadas no
Quadro 3.1, com informações geográficas das áreas de abrangência do estudo.
Cedro
Icó
Iguatu
Lavras
Pacajus
Maranguape
Fortaleza
Caucaia
Aquiraz
São Gonçalo
Pentecoste
Beberibe
Amontada
Aratuba
Jati
Assaré
Missão Velha
Santana
Quixeramobim
Quixadá
Ibaretama
Crateus
SPompeu
Barroquinha
Acaraú
Ubajara
Sobral
São Benedito
Santa Quitéria
Irauçuba
Ipu
Groiaras
Granja
Quixeré
Morada Nova
Jaguaruana
Jaguaribe
Jaguaretama
Tabuleiro
Icapuí
-41 -40.5 -40 -39.5 -39 -38.5 -38 -37.5
-7.5
-7
-6.5
-6
-5.5
-5
-4.5
-4
-3.5
-3
Figura 3.1. Mapa do estado do Ceará e distribuição espacial das estações utilizadas no estudo.
Os ventos sobre o Ceará são mais intensos durante o dia, de acordo com
observações em 10 estações meteorológicas distribuídas pelo estado, no período 1977-
1981. Esse fato reflete a origem solar dos ventos, pelo aquecimento desigual da
superfície da Terra. À exceção desse comportamento diurno são as áreas de serra,
devido às influências locais de mesoescala (Atlas Eólico, 2000).
Por sua proximidade à linha do equador, as médias climatológicas das
temperaturas mensais no Ceará, especialmente na faixa litorânea, têm uma amplitude de
50
variação anual relativamente pequena. No entanto, as flutuações diurnas de temperatura
entre continente e oceano contribuem na ampliação da sazonalidade dos ventos.
A seguir são apresentadas as descrições de cada estação estudada:
Área Geográfica
Características Geográficas das Mesorregiões e Áreas de Estudo
Mesorregião
Lat. Sul Long. Oeste Altitude (m) T ºC (média) P (mm/ano) Período chuvoso
Sul Cearense
Assaré 6º 52' 28'' 39º 52' 30'' 470 26 a 28 680,7 Fevereiro a Abril
Jati 7º 41' 10'' 39º 00' 57'' 435,04 26 a 28 668,6 Janeiro a Abril
Santana do Cariri 26 a 28
Missão Velha 7º 14' 59'' 39º 08' 35'' 361 26 a 28 987,3 Janeiro a Abril
Norte Cearense
Amontada 3º 29' 40'' 39º 34' 43'' 40 26 a 28 828,5 Fevereiro a Abril
Aratuba 4º 25' 06'' 39º 02' 42'' 830 26 a 28 1753,1 Janeiro a Maio
Beberibe 6º 36' 24'' 39º 03' 44'' 11,9 26 a 28 914,1 Janeiro a Abril
Pentecoste 6º 36' 24'' 39º 03' 44'' 60 26 a 28 817,7 Janeiro a Abril
São Gonçalo 6º 36' 24'' 39º 03' 44'' 15,92 26 a 28 1026,4 Janeiro a Maio
Centro-Sul Cearense
Cedro 6º 36' 24'' 39º 03' 44'' 280 26 a 28 927,1 Fevereiro a Abril
Icó 6º 24' 04'' 38º 51' 44'' 153,4 26 a 28 733,9 Fevereiro a Abril
Iguatu 6º 21' 34'' 39º 17' 55'' 217,8 26 a 28 806,5 Janeiro a Abril
Lavras de Mangabeira 6º 45' 12'' 38º 58' 18'' 239 26 a 28 866,4 Janeiro a Abril
Fortaleza
Aquiraz 3º 54' 05'' 38º 23' 28'' 14,2 26 a 28 1379,9 Janeiro a Maio
Caucaia 3º 44' 10'' 38º 39' 11'' 29,9 26 a 28 1243,2 Janeiro a Maio
Fortaleza 3º 43' 02'' 38º 32' 35'' 16 26 a 28 1338 Janeiro a Maio
Maranguape 3º 53' 27'' 34º 41' 08'' 68,6 26 a 28 1378,9 Janeiro a Maio
Pacajús 4º 10' 21'' 38º 27' 38'' 73,9 26 a 28 791,4 Janeiro a Abril
Noroeste Cearense
Acaraú 2º 53' 08'' 40º 07' 12'' 13 26 a 28 1139,7 Janeiro a Abril
Barroquinha 3º 01' 08'' 41º 08' 10'' 94 26 a 28 1164,4 Janeiro a Maio
Granja 3º 07' 13'' 40º 49' 34'' 10,55 26 a 28 1039,9 Janeiro a Maio
Ubajara 3º 51' 16'' 40º 55' 16'' 847,5 26 a 28 1483,5 Janeiro a Abril
Groiaras 3º 54' 48'' 40º 23' 00'' 110 26 a 28 904,5 Janeiro a Abril
Ipu 4º 19' 20'' 40º 42' 39'' 247 26 a 28 903,6 Janeiro a Maio
Irauçuba 3º 44' 46'' 39º 47' 00'' 152,52 26 a 28 539,5 Janeiro a Abril
Santa Quitéria 4º 19' 55'' 40º 09' 24'' 197,7 26 a 28 799,8 Fevereiro a Abril
São Benedito 4º 02' 55'' 40º 51' 54'' 901,64 26 a 28 1943,7 Janeiro a Maio
Sobral 3º 41' 10'' 40º 20' 59'' 69,49 26 a 28 821,6 Janeiro a Maio
Jaguaribe
Icapuí 4º 42' 47'' 37º 21' 19'' 5 26 a 28 949,2 Janeiro a Maio
Jaguaribe 5º 53' 26'' 38º 37' 19'' 119,4 26 a 28 679,9 Janeiro a Abril
Jaguaretana 5º 36' 46'' 38º 46' 01'' 100 26 a 28 782,8 Janeiro a Abril
Jaguaruana 4º 50' 02'' 37º 46' 52'' 20 26 a 28 752,6 Janeiro a Abril
Morada Nova 5º 06' 24'' 38º 22' 21'' 89 26 a 28 742,5 Fevereiro a Abril
Quixeré 5º 04' 27'' 37º 59' 19'' 30 26 a 28 857,7 Fevereiro a Abril
Tabuleiro 5º 14' 48'' 38º 07' 50'' 39,7 26 a 28 794,8 Fevereiro a Abril
Sertões Cearenses
Ibaretama 4º 48' 15'' 38º 45' 12'' 180 26 a 28 838,1 Janeiro a Abril
Crateús 5º 10' 42'' 40º 40' 39'' 5 26 a 28 731,2 Janeiro a Abril
Quixadá 4º 58' 17'' 39º 00' 55'' 190 26 a 28 838,1 Fevereiro a Abril
Quixeramobim 5º 11' 57'' 39º 17' 34'' 191,7 26 a 28 707,7 Fevereiro a Abril
Senador Pompeu 26 a 28
Quadro 3.1. Relação das estações do estado do Ceará e suas características geográficas
51
3.4. Aspectos gerais da velocidade do vento
Como a maioria das fontes de energia terrestre é proveniente do sol, que irradia
um em uma hora 1,74 x 10(17) W de energia, e que desse total 1 a 2% é convertida em
vento, essa quantidade é 50 a 100 vezes maior do que a energia convertida em biomassa
por toda a vegetação da terra. O vento é gerado pelo aquecimento das massas de ar na
atmosfera terrestre, resultado da quantidade de energia proveniente do sol incidente
sobre a superfície terrestre. Quando essa energia chega a terra produz um movimento
em grande escala na atmosfera. Devido ao aquecimento do ar nas regiões equatoriais,
ele se torna mais leve e começa a subir; nos pólos o efeito é inverso, o ar frio começa a
descer. A subida do ar no equador provoca movimentos em direção aos pólos, que cessa
a cerca de 30° N e 30° S, denominadas de latitudes de cavalo, onde o ar começa a
descer, retornando o fluxo do ar frio para as camadas mais baixas da atmosfera
(WALKER e JENKINS, 1997).
O ar não é aquecido diretamente, mas a radiação solar é primeiramente
absorvida pela superfície da Terra e, então, transferida de várias formas de volta às
camadas da atmosfera. Como a superfície terrestre não é homogênea (terra, água,
desertos, florestas, etc.), a quantidade de energia que é absorvida varia em espaço e
tempo. Isto cria gradientes, tanto na temperatura, como na densidade e na pressão
atmosférica, que, por seu turno, criam forças que movem o ar de um lugar para outro
(SPERA, 1994). Esse vento é chamado de alísios de nordeste no hemisfério norte e
alísios de sudeste no hemisfério sul. Percebe-se assim, que o aquecimento solar e a
rotação da Terra estabelecem certo padrão semi-permanente de circulação do ar na
atmosfera.
Logo, em um estudo do comportamento dos ventos em uma determinada
localidade, é fundamental uma análise meteorológica, ou seja, é importante identificar
perfeitamente o ponto a ser medido (latitude, longitude e altura da medição), velocidade
e direção do vento, pressão e temperatura através de equipamentos confiáveis e,
principalmente, séries históricas de medidas, para que se possa validar os dados e
extrapolá-los para outros anos e outras alturas. Estudos determinaram que a topografia
de um local tem um efeito significativo na direção e na velocidade do vento, podendo
alterá-las num vale ou simplesmente ao topo de uma montanha.
Mediante o conhecimento do movimento do ar na atmosfera, leva-se em
consideração que ele circula em muitas escalas de tempo e espaço. A escala de tempo
52
vai de segundos até anos, e a escala espacial varia do nível do solo, onde a velocidade é
praticamente nula, até milhares de quilômetros de altura. A composição dessas duas
escalas é que representa os diversos movimentos de vento na atmosfera (SPERA, 1994).
As variações do vento à superfície são muito importantes para fins práticos. O curso
diário da velocidade do vento tem um componente fortemente ligado à chegada de
radiação solar (VIANELLO e ALVES, 1991). Geralmente, os ventos são classificados
como de ordem Planetária ou Geral e Local. Os ventos gerais são aqueles que se movem
na parte superior da atmosfera, enquanto os ventos locais estão próximos da superfície
da Terra. Os ventos locais fazem parte de sistemas gerais de ventos que estão associados
a centros de alta ou baixa pressão que se deslocam. Os nomes típicos estão, em geral,
ligados com algumas propriedades, geralmente desagradáveis, tais como excessiva
secura, temperaturas muito altas ou muito baixas (VIANELLO e ALVES, 1991).
Outro aspecto que precisa ser observado nas medições de vento é a falta de
padronização no registro dos dados meteorológicos e climáticos. Segundo o National
Service Weather (NSW), dos EUA, sempre foi empregado um anemômetro rotativo de
conchas com eixo vertical para medir a velocidade do vento. Entretanto, se utilizam
outros tipos de anemômetros, como o sônico, o de fio quente, ou o de placa de pressão.
Os totalizadores ou registradores (data loggers), que fazem parte desses anemômetros,
registram a passagem no número de milhas ou quilômetros do vento dentro de um
intervalo específico de tempo, expressando a velocidade do vento em milhas ou km por
hora, ou m por segundo.
As medições de vento são feitas quase que exclusivamente com a ajuda de um
anemômetro de conchas. Devido à inércia ele não registra com exatidão velocidades
abaixo de 0,5 m/s. Além disso, existe um efeito chamado de sobrevelocidade, pois,
devido às suas propriedades aerodinâmicas, o anemômetro reage mais rapidamente ao
aumento de velocidade do vento do que à diminuição.
Em alguns estudos (WALKER e JENKINS, 1997) foram utilizados valores de
velocidade média e direção para cada hora separadamente e para cada ponto de
observação. Vale salientar que existem flutuações consideráveis na velocidade do vento
dentro de uma hora. Se a medição fosse feita a cada 1 ou 10 minutos ela seria mais
precisa, mas mesmo assim não o suficiente para considerações sobre energia.
Atualmente, utilizam-se medições, com amostragens, variando entre 1 e 10 segundos,
que são integradas, através do data logger, em intervalos de 10 minutos, como no caso
das 40 estações utilizadas neste trabalho.
53
As PCDs são equipamentos completamente automáticos, dispondo de sensores
eletrônicos capazes de medir precipitação, pressão atmosférica, radiação solar, temperatura e
umidade do ar, direção e velocidade do vento e nível de corpos de água.
Os dados são
coletados através dos satélites brasileiros SCD1 e SCD2 e transmitidos para o Centro de
Recepção do INPE em Cuiabá - MT e Natal - RN, sendo então retransmitidos para o
Centro da Missão de Coleta de Dados do INPE, em Cachoeira Paulista, SP. Esse sistema
de aquisição de dados via satélite permite coletar informações a cada 100 minutos, estando os
dados disponíveis aos usuários de 3 a 6 horas após sua coleta, com a vantagem de não
necessitar de intervenção humana (CPTEC/INPE, 2006).
As PCDs são controladas pela Unidade Controladora, composta de uma placa
mãe, responsável pelo controle dos sensores e pelo gerenciamento das comunicações e
da energia. A programação, estabelecida pelo usuário, é armazenada numa memória
não-volátil que orienta a coleta e processamento de dados ambientais, retransmitindo -
os automaticamente, através dos satélites brasileiros SCDs, ou opcionalmente, sob
solicitação, através de linha telefônica. A aquisição de dados é efetuada a cada segundo
e a transmissão de dados para o satélite é efetuada a cada 90 segundos. Além de
transmitir, parte dos dados é ainda armazenado em uma placa de memória RAM
PCMCIA de 128 Kbytes. (CPTEC/INPE, 2006).
O sensor de medida da velocidade e direção do vento utiliza o principio da
transmissão de ultra – som, com a vantagem de não dispor de nenhuma peça móvel,
apresentando um limite de partida praticamente zero. O princípio de medida baseia - se
no tempo de trânsito do sinal ultra-sônico entre as cabeças do sensor, o qual é função da
velocidade do vento ao longo da trajetória sônica. O tempo de trânsito é medido em
ambas as direções, sendo a velocidade e direção estimada pela diferença entre essas
duas medições de tempo
(CPTEC/INPE, 2006).
A intensidade do vento no Sistema Internacional (SI) é dado em m/s. A direção
e o sentido do vento são normalmente expressos conjuntamente, tendo-se como
referência o ponto cardeal DE ONDE O VENTO ORIGINA-SE, ou então em graus,
tendo-se com referência o ponto cardeal NORTE, girando-se no sentido horário. Assim,
um vento soprando de norte para sul é denominado VENTO NORTE ou VENTO DE
0º; o vento de 90º corresponde ao vento LESTE, o de 180º ao vento SUL e o de 270º ao
vento OESTE. Os pontos colaterais e subcolaterais são igualmente usados,
correspondendo aos graus interpolados (VIANELLO e ALVES, 1991). A rosa dos
54
ventos é a representação gráfica mais usual para se apresentar a direção predominante
do vento.
Por problemas técnicos na construção de parques eólicos, deve-se atentar para os
problemas de mudança de direção do vento. A distância mínima de separação entre as
unidades geradoras do parque deve ser mantida, de modo que a mudança na direção do
vento não afete o desempenho de uma unidade em relação à outra. Para parques eólicos,
essa distância de separação entre uma unidade e outra deve ser de, no mínimo, 3 a 10
vezes o diâmetro do rotor em todas as direções, de modo a evitar o efeito de
enfraquecimento do vento em todas as direções. Se for identificada uma direção do
vento predominante no parque, podem ser utilizadas no projeto séries de várias turbinas,
uma ao lado da outra, e perpendiculares ao fluxo de vento predominante.
Dois parâmetros usualmente utilizados para caracterizar o vento estável a uma
dada altura estão relacionados á distribuição de freqüência da velocidade do vento sobre
uma base anual e a sua persistência. A "freqüência" indica o número de vezes que a
velocidade do vento se mantém dentro de uma faixa e é um valor distinto da
"persistência", que fornece estatística sobre o tempo contínuo que o vento mantém uma
velocidade. Informações detalhadas de velocidade de pico do vento e tempo de duração
são necessárias para uma avaliação adequada do potencial eólico em um determinado
local. Algumas dessas informações podem ser estimadas através de dados estatísticos da
atmosfera; entretanto seria necessário existir dados históricos de longa duração (mínimo
de 5 anos de observação) para uma análise mais precisa. A distribuição de freqüência e
a persistência são fatores importantes tanto para o projeto como para a localização de
parques eólicos. A persistência do vento é importante na estimativa da energia potencial
do vento, desde que, dependendo da potência gerada, será necessária a utilização de um
sistema de armazenamento ou até de um sistema híbrido.
A construção de parques eólicos depende essencialmente da magnitude e
regularidade da velocidade do vento. Por isso, deve-se examinar a estrutura da
velocidade e da direção do vento. A velocidade média do vento pode ser calculada em
termos de média horária, diária, mensal e anual. Essas velocidades médias de várias
estações meteorológicas somente podem ser comparadas umas com as outras se elas
foram medidas a mesma altura. Muitas das medições são realizadas na faixa de 10 m a
40 m acima do solo. Dessa forma, para comparar a velocidade do vento, uma
extrapolação deve feita para uma altura comum, levando em conta a variação da
rugosidade do terreno.
55
Na observação dos dados de estações, pode-se notar que, em geral, próximo à
costa as velocidades são maiores, tendendo a diminuir à medida que se afastam da costa
em direção ao interior, devido ao aumento da rugosidade do terreno. Outro ponto a ser
observado é que o aumento da rugosidade e a redução da influência de áreas de baixa
pressão têm efeito na magnitude da velocidade do vento que é encontrada nas regiões
costeiras em alturas relativamente baixas, menores de 100 m.
O desvio-padrão da velocidade do vento dá uma idéia geral da regularidade da
potência do vento. Quanto maior for o desvio-padrão menos regular é a potência do
vento. Para que os valores absolutos dos desvios-padrão individuais possam ser
comparados entre si eles devem ser sempre referenciados ao mesmo tipo de média
temporal da velocidade do vento (diária, mensal ou anual). A avaliação final sobre as
condições do vento em grandes alturas somente pode ser feita quando estiverem
disponíveis dados para alturas acima de 50 m.
Em 1994, o Conselho Mundial de Energia (WEC) estimou o recurso eólico
global. Nessa avaliação, 27% da superfície da Terra possui velocidades de vento
superiores a 5,1 m/s a 10 m de altura do solo. Assumindo a capacidade de geração de
energia de 8 MW/km
2
e o fator de carga de 23%, estima-se que o potencial global para
produção de energia eólica seja de 20.000 TWh por ano. Outro dado interessante é que
50% da superfície da Terra está exposta a uma velocidade média anual de vento entre
4,4 e 5,1 m/s, o que é totalmente viável para pequenas turbinas eólicas (WALKER e
JENKINS, 1997). Um estudo preliminar das classes de energia eólicas no mundo foi
publicado como o Mapa de Projeção de Molleweide, que mostra a distribuição estimada
de energia eólica dividida em sete classes de potência de vento (SPERA, 1994). Um
sistema de Classe de Ventos é mostrado no Quadro 3.2.
Quadro 3.2. Sistema de classificação de velocidade de ventos e potência
Classe
10 m 50 m
Densidade de
potência W/m
2
Velocidade m/s Densidade de
Potência W/m
2
Velocidade m/s
1 100 4,4 200 5,6
2 150 5,1 300 6,4
3 200 5,6 400 7,0
4 250 6,0 500 7,5
5 300 6,4 600 8,0
6 400 7,0 800 8,8
7 1.000 9,4 2.000 11,9
Fonte: SPERA ( 1994)
56
Os diversos mapas de fontes de energia eólica existente geralmente estimam o
potencial para conversão de energia eólica em termos de classes de potência de vento.
As classes acima de 3 (velocidade do vento superior a 5,1 m/s) são as preferíveis para
aplicações em turbinas eólicas de médio e grande porte.
Para gerar energia, pela conversão de energia eólica, é necessária, inicialmente,
uma série de medições de velocidade de vento, que pode ser integrada em uma série de
potência em pequenos intervalos de tempo sobre um período específico. Dependendo da
velocidade do vento local, a turbina irá produzir uma potência média que é proporcional
a sua taxa máxima de potência, tipicamente de 30%. Considerando que a turbina irá
operar em 95% do tempo, o fator de carga ou fator de capacidade será de 28,5%.
A velocidade do vento varia com a altura, dependendo das características da
rugosidade do terreno, dentro de uma faixa que varia de alguns m até centenas de m. A
partir da camada limite que, dependendo de alguns fatores, pode variar até 2.000 metros
acima do solo, a rugosidade não exerce mais influência na mudança na velocidade do
vento. Deve ser considerado que a altura em que o anemômetro está situado em relação
ao solo é muito importante na determinação da velocidade do vento. Essas alturas
podem variar de alguns m até 100 m. Para cada altura do anemômetro em relação ao
solo, tem-se velocidades de vento diferentes. O ar livre viajando acima da camada limite
flui muito próximo do dobro da velocidade registrada pelo anemômetro na altura padrão
no nível do mar.
Em estudos normais de levantamento de potencialidade do vento no Brasil,
existem dados coletados, principalmente, a 10 e 30 m. No mundo todo existe uma
lacuna muito grande de dados de velocidade em alturas entre 50 m a 250 m. Essa faixa
de altura pode vir a ser muito interessante na geração de energia eólica no futuro.
Contudo, ainda não foram estabelecidas medidas de longo termo das características da
velocidade do vento para grandes alturas, acima de 50 m. Como medidas desses dados
são escassos, procedimentos que utilizam extrapolação dos dados podem ser utilizados,
como é o caso dos dados do Atlas Eólico do estado do Ceará, que foram medidos a 10
m e extrapolados para 50 m.
Em princípio, todos os dados obtidos são válidos somente para a posição do
anemômetro. Transferi-los para uma vizinhança imediata, mesmo em locais cuja
estrutura geográfica é semelhante, pode ser relativamente problemático. A variação
vertical da velocidade do vento e seu perfil podem ser expressos de várias maneiras. O
módulo da velocidade do vento é, normalmente, expresso em m por segundo (m/s) ou
57
quilômetros por hora (km/h). A velocidade do vento na superfície é zero devido à
fricção entre o ar e a superfície da Terra e aumenta com a altura mais rapidamente
próximo a Terra, e menos rapidamente nas grandes alturas. A cerca de 2 km acima do
solo, ou seja, acima da camada limite planetária, a variação da velocidade em relação ao
solo torna-se zero (JARASS et al., 1981).
3.5. Metodologia para a obtenção do potencial eólico
Foi desenvolvido um programa computacional em linguagem Fortran 90 para
gerar a distribuição de freqüências associada a cada uma das direções consideradas
(Quadro 3.2). Assim, foi possível identificar a direção predominante de cada localidade
e mês, bem como a freqüência relativa associada a tal direção. Uma vez identificada à
direção predominante de cada estação climatológica, passou-se à fase de análise da
distribuição de freqüências das velocidades correspondentes apenas àquela direção
predominante. Nessa etapa foram determinados os parâmetros da distribuição de
Weibull K e C, através do método da máxima verossimilhança, cujos procedimentos
metodológicos são descritos a seguir.
Neste trabalho, para fins de identificação da direção horária predominante,
foram consideradas oito faixas. Cada faixa corresponde a 45° e assim a direção Norte
compreende os ventos com direções entre 337,5° a 360° e de 0° a 22,5°, como pode ser
observado no Quadro 3.3.
Quadro 3.3. Codificação usada na classificação da direção horária do vento predominante.
Faixas Denominação Direção Faixas Denominação Direção
1
Norte 337,5° - 22,5°
5
Sul 157,5° - 202,5°
2
Nordeste 22,5° – 67,5°
6
Sudoeste 202,5° - 247,5°
3
Leste 67,5° - 112,5°
7
Oeste 247,5° -292,5°
4
Sudeste 112,5° - 157,5°
8
Noroeste 292,5° - 337,5°
Fonte: ALVES (2005.)
Neste trabalho é apresentado um procedimento de extrapolação simples.
VIANELLO e ALVES (1991) propõem para alguns fins práticos, que o perfil vertical
58
do vento próximo a superfície pode ser expresso por uma equação exponencial da
forma:
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
=
7
1
1
2
1
2
Z
Z
V
V
(1)
em que V é a velocidade do vento (m/s) e Z é a altura da medição (m). Essa função pode
ser utilizada para cálculo da velocidade média horária em determinadas alturas, se
existir uma velocidade média conhecida em uma outra altura de referência.
3.5.1 Modelo de Weibull
A distribuição de Weibull tem sido utilizada em inúmeros estudos destinados à
análise de freqüência da velocidade do vento, bem como na identificação do potencial
eólico em várias partes do mundo (HENNESSEY, 1977; JUSTUS et al., 1978;
BANDEIRA, 1990; SOUZA e GRANJA, 1997; TORRES et al., 1999; SILVA et al.,
2001, 2002; ALVES, 2002; SILVA et al., 2004). De um modo geral, uma variável
aleatória x, contínua e independente, é distribuída segundo o modelo de Weibull, se a
função de densidade de probabilidade for do tipo:
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
=
− a1a
b
x
exp
b
x
.
b
a
)x(f (2)
em que a(k) é o parâmetro de forma (adimensional) e b(c) é o fator de escala (dimensão
de velocidade), ambos positivos. Por definição, a função de distribuição F(x), associada
a um modelo probabilístico cuja variável aleatória seja positiva, esteja definida no
intervalo [0 –
∞
] e tenha fdp igual a f(v), é dada por:
∫
=
x
dvvfxF
0
)()( (3)
Isso corresponde à probabilidade de ocorrência de valores inferiores ou iguais a
x. Portanto, para a distribuição de Weibull, a função de distribuição correspondente é
obtida ao se integrar a Eq. 1 através da substituição de x/b por u, resultando em:
59
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
−−=
a
b
x
exp1)x(F (4)
Nesta pesquisa estimou-se o parâmetro do modelo Weibull segundo o Método da
Máxima Verossimilhança.
3.5.2 Método da máxima verossimilhança
O método da máxima verossimilhança também tem sido amplamente
utilizado, em face de confiabilidade dos resultados quando aplicados ao modelo de
Weibull para o cálculo da potência eólica. Esse método de probabilidade é sugerido por
STEVENS e SMULDERS (1979), que considera as seguintes equações para o cálculo
de a(k) e b(c) do método de Weibull:
()
1
11
)ln(.1
.1
ln.1
−
⎟
⎟
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎜
⎜
⎝
⎛
=
−
=
=
=
∑
∑
∑
n
vi
v
viv
K
n
i
n
i
k
i
n
i
k
(5)
)
k
n
i
k
vi
n
C
1
.1
1
∑
⎜
⎝
⎛
=
(6)
em que vι é a velocidade do vento e n é número de dados de velocidade do vento
diferente de zero. Para resolver a Eq. (5) usa-se o procedimento de iteração iniciando
com o valor de K = 2, e proporcionar no máximo 20 iterações. Já a Eq. (6) é resolvida
explicitamente. É muito importante observar que no conjunto de dados não pode
apresentar nenhum valor igual à zero ou menor que zero. Quando ocorrer tais dados na
série amostral, eles automaticamente são excluídos da amostra.
3.5.3 Cálculo da potência eólica
Para o cálculo da densidade de potência eólica média foram considerados os
parâmetros da distribuição de Weibull, obtidos pelos métodos já descritos e a freqüência
60
relativa correspondente à direção predominante do vento da matriz de dados selecionada
para o estudo. Com tais informações, calculou-se a densidade de potência média horária
em W/m², segundo a expressão:
)().(..
2
1
3
dfrxEP
ρ
=
(7)
em que
ρ
é a massa específica do ar úmido (1,15 kg.m
-3
), fr(d) é a freqüência relativa
correspondente à direção predominante do vento e E (x
3
) é o terceiro momento centrado
na origem, que para a distribuição de Weibull é igual a:
)/31(.)(
33
abxE +Γ= (8)
em que a(k) e b(c) são os parâmetros de Weibull e
Γ
é a função matemática gama.
61
Capítulo IV
_____________________________________________________________________
4. O estado da arte da energia eólica no Brasil
4.1. Considerações gerais
A energia dos ventos pode ser explicada, em termos físicos, como a energia
cinética formada nas massas de ar em movimento. Seu aproveitamento é feito por meio
da conversão da energia cinética de translação em energia cinética de rotação. Para a
produção de energia elétrica, são utilizadas turbinas eólicas, também conhecidas como
aerogeradores, e para a realização de trabalhos mecânicos (como o bombeamento de
água ou a moagem do trigo), cata-ventos de diversos tipos.
As primeiras experiências para geração de eletricidade por meio dos ventos
surgiram no final do século XIX. Em 1976, menos de um século após o início dos
estudos, a primeira turbina eólica comercial foi ligada à rede elétrica pública, na
Dinamarca. Atualmente, existem mais de 30.000 MW de capacidade instalada no
mundo. A maioria dos projetos está localizada na Alemanha, na Dinamarca, na Espanha
e nos Estados Unidos. No Brasil, os primeiros anemógrafos computadorizados e
sensores especiais para medição do potencial eólico foram instalados no Ceará e em
Fernando de Noronha, PE, no início dos anos 1990.
Dados do Atlas do Potencial Eólico Brasileiro apontam que o potencial eólico
brasileiro indicativo é de 143.000 MW, sendo que 7.694,05 MW já foram autorizados.
Atualmente, as usinas em operação têm capacidade instalada para gerar apenas 26,8
MW. O estado do Ceará participa com quase 65% dessa capacidade. As áreas com
maior potencial eólico encontram-se nas regiões Nordeste, Sul e Sudeste.
Estima-se que o potencial eólico bruto mundial seja da ordem de 500.000
TWh/ano, o que significa mais de 30 vezes o atual consumo mundial de eletricidade.
Desse potencial, no mínimo 10% é tecnicamente aproveitável, o que corresponde a
cerca de quatro vezes o consumo mundial de eletricidade.
No Brasil as regiões Nordeste e Norte são considerados as áreas com os
melhores potenciais para aplicações em energia eólica no Brasil, pois apresenta várias
vantagens importantes na opção pelo investimento em geração de energia eólico-
62
elétrica. Várias instituições se empenham no mapeamento eólico de ambas as regiões,
principalmente na costa litorânea, onde se observam fortes e constantes ventos
praticamente durante todo o ano. Estudos feitos pela Companhia Hidrelétrica do São
Francisco (CHESF) e pela companhia Elétrica do Ceará (COELCE) mostram que a
costa nordestina, entre o Rio Grande do Norte e o Ceará, apresenta um recurso eólico
estimado da ordem de 12.000 MW (CHESF-COELCE, 1996). Convém lembrar que a
região Nordeste foi uma das pioneiras na instalação de energia eólica para
aproveitamento na geração de energia elétrica. Como pode ser visto no Quadro 4.1, a
grande maioria dos projetos pioneiros implantados no Brasil se encontra na região
Nordeste. Outro aspecto importante é a potência que sai do patamar de kW para MW,
como pode ser observado na central eólica da Prainha (CE) com 10 MW (1999) de
financiamento totalmente privado pela Wobben Winpower. A partir desse ano esse
empresa marcou a sua presença com investimentos no Brasil em centrais eólicas. Pode-
se ainda observar que o pensamento em aproveitamento eólico no Brasil é anterior ao
ano de sua crise, o que já indicava a possibilidade do aproveitamento desse recurso, e a
perspectiva de incluírem-no na matriz energética brasileira.
Quadro 4.1. Histórico das aplicações eólicas no Brasil.
Instalação Histórico Financiadores Potência Início de
Operação
Implementação dos Projetos
Fernando de Noronha – PE CELPE, UFPE/Folkcenter 30% Dinamarca 75 kW 1992
Fernando de Noronha – PE CELPE, UFPE, ANEEL ANEEL 300 kW 1992
Morro do Carmelinho – MG CEMIG 70% Alemanha 1 MW 1994
Porto de Mucuripe – CE COELCE 70% Alemanha 1.2 MW 1996
Sist. Híbrido de Joanes – PA CEPEL/CELPA 100% USA 40 kW 1997
Central Eólica de Prainha-CE Wobben Windpower/COELCE Privado 10 MW 1999
Central Eólica de Taíba – CE Wobben Windpower/COELCE Privado 5 MW 1999
Usina de Palmas – PR Wobben Windpower/COPEL Privado 2.5 MW 1999
Fonte: ELETROBRÁS (2006)
A construção de parques eólicos tanto na região Norte quanto na Região
Nordeste foi flexibilizada pelos custos decrescentes da tecnologia, a nova legislação do
Produtor Independente de Energia, a cobertura na legislação para o acesso a rede de
distribuição e transmissão e a importância da energia eólica na redução da dependência
63
de combustíveis fósseis. Não obstante a rica potencialidade em vento nessas regiões, o
investimento em energia eólica no Brasil foi norteado principalmente pela presença do
Produtor Independente de Energia, em face de flexibilidade proporcionada pela
legislação do setor elétrico em curso. Os valores apresentados para as instalações em
operação hoje no Brasil ainda se mostram modestos, frente às metas que foram
estipuladas em 2005 no Fórum Permanente, na Declaração de Belo Horizonte. As
instalações já em operação mostram uma importante iniciativa tanto das concessionárias
brasileiras responsáveis pelos projetos experimentais como das empresas Auto-
Produtoras de Energia que, dentro do novo cenário do setor elétrico, investem no
desenvolvimento do aproveitamento eólico para geração de energia.
Existem vários argumentos que tornam a tecnologia eólica uma das promissoras
fontes de energia para a matriz energética brasileira. A ELETROBRÁS tem estudado
várias formas de aproveitamento eólico no Brasil e estima que aproximadamente 630
MW em projetos em energia eólica serão instalados em várias regiões do Brasil. A
Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), como instituição responsável pela
regulação do setor elétrico, vem trabalhando intensamente na criação de incentivos para
a difusão da energia eólica no Brasil. Mesmo com o novo cenário de privatizações do
setor elétrico, novas formas de tarifas governamentais e reforço na rede e na transmissão
de energia.
A primeira meta em instalação de parques eólicos no Brasil foi resultado dos
debates ocorridos durante II encontro para o Desenvolvimento das Energias Solar,
Eólica e Biomassa patrocinado pelo Fórum Permanente de Energias Renováveis que se
realizou em Brasília em junho de 1995. O resultado do Encontro foi formalizado na
“Declaração de Brasília” onde se registra a meta de 1.000 MW de potência instalada. O
encontro de Brasília marcou um momento muito importante para as fontes alternativas,
especialmente em energia eólica. Mesmo sendo um valor modesto em relação às metas
propostas, a perspectiva de novos investimentos nesse setor se tornou cada vez mais
próximos da realidade.
A importância do potencial eólico no Brasil tem despertado o interesse de vários
fabricantes e representantes dos principais países envolvidos com energia eólica. A
excelente qualidade nos níveis de radiação solar e ventos fortes, principalmente na costa
nordestina, fazem com que o Brasil seja um ponto estratégico para a entrada de novas
tecnologias para a América Latina. A própria presença da Wobben Wind Power no
64
Brasil mostra o grande interesse no mercado eólico da América do Sul dentro das
perspectivas de expansão desse mercado.
Um dos mais recentes projetos voltados para a disseminação de informações
sobre energia eólica para o Brasil e América Latina foi promovido pela Car Duisberg
Gesellschft (CDG), Fundação Internacional de Treinamento e Desenvolvimento da
Alemanha. Em sua primeira reunião realizada na cidade de Buenos Aires, na Argentina,
nos dias 14 e 17 de abril de 1999, estiveram presentes vários profissionais envolvidos
com energia eólica no Brasil e Argentina. O objetivo do Encontro foi desenvolver um
planejamento para divulgação da energia eólica nos dois países e identificar o
treinamento necessário para divulgação e o treinamento necessário para a
implementação da tecnologia eólica para geração de energia elétrica. Além disso, foram
identificados os parceiros que facilitaria o desenvolvimento de atividades abordando as
várias linhas de estudos da energia eólica em cada país (SÁ, 1999).
Dentro de uma agenda de atividades e projetos em energia eólica prevista para
até o ano 2002, a CDG patrocinou dois cursos de energia eólica, o primeiro realizado na
cidade de Curitiba, PR, em janeiro de 2000 e o segundo realizado em Fortaleza, CE, em
março de 2000. Ambos os cursos tiveram como objetivo a capacitação dos técnicos
brasileiros em energia eólica em técnicas de medição anemométricas e utilização do
programa Wind Atlas Analysus and Application Program (WASP). O curso teve a
duração de três semanas durante as quais foram realizadas importantes visitas a diversas
estações anemométricas e aos parques eólicos instalados nas cidades de Palmas, PR
(Centrais Eólicas do Paraná) e na cidade de Aquiraz (Usina Eólica de Prainha). Os
cursos promoveram o reencontro de vários profissionais de energia eólica, além de
fortalecer as perspectivas de crescimento da energia eólica como uma forte opção em
novos projetos de geração de energia elétrica para o Brasil.
A agenda de atividades da CDG no Brasil e na Argentina prevê vários cursos e
seminários voltados exclusivamente para energia eólica. Dentre as perspectivas de
novos cursos, foram previstos temas importantes como “Qualidade de Energia” e
“Utilização de sistemas Geográficos de Informação” voltados para projetos eólicos.
Também com o apoio da CDG, formou-se o compromisso entre o CEPEL e o
Laboratório de Mecânica da Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ para a
implementação de um Laboratório de Calibração de anemômetros destinado à aferição e
ajustes dos anemômetros instalados no Brasil e na Argentina. O grande interesse
65
demonstrado pelo CDG é prova do interesse alemão pelo mercado brasileiro de energia
eólica, que, com os estudos prévios demonstraram, é altamente promissor.
Durante o curso realizado em Fortaleza, foram distribuídas aos participantes
notas de Reunião no Ministério de Ciência e Tecnologia realizada no dia 27 de outubro
de 1999 sobre o “Programa de Desenvolvimento e Implementação de Centrais Eólicas
no Nordeste”. Envolvida na meta de implementação de 1.000 MW de energia eólica até
o ano de 2005, na região Nordeste do Brasil, a reunião apontou os investimentos
necessários, os agentes de fomento, as oportunidades e desafios para alcançar o alvo
proposto no “I Encontro para Definição de Diretrizes para o Desenvolvimento de
Energias Solar e Eólica no Brasil” realizado em 1995, na cidade de Belo Horizonte. Os
investimentos necessários para se atingir à meta de 1.000 MW de potência instalada em
energia eólica no Brasil são estimados em cerca de US$ 1 bilhão, proveniente do
capital, nacional e/ou estrangeiro. Esse montante representaria uma média de
investimentos anuais de US$ 20 milhões, correspondentes à instalação de 200 MW por
ano, no período de 2000 a 2005. Como resultado dessa reunião, apontou-se também as
potências eólicas do Programa de Centrais Eólicas do Nordeste, mostrando-se a
necessidade do planejamento preliminar de centrais eólicas em todos os estados,
considerando o aproveitamento harmonioso do recurso natural já existente. A Tabela
4.1 mostra a distribuição dos estados e o potencial equivalente a ser instalado, conforme
os recursos naturais disponível em cada região.
Estudos feitos pelo CBEE mostram as projeções do aumento da capacidade
instalada de energia eólica no Brasil para os próximos cinco anos também objetivando
as metas de 1.000 MW instalados até 2005. Destaca-se o estado do Ceará e do Rio
Grande do Norte, com 20% da meta geral respectivamente, e ausência da Paraíba com
relação às potências a serem distribuídas em 2005 (Figura 4.1). As considerações feitas
por BITTENCOURT (2000) e ALVES (2001) mostram que existe a possibilidade de se
complementar a oferta de energia elétrica de fonte hídrica através da energia eólica. A
tendência de estabilização sazonal na oferta de energia utilizando a energia eólica como
complemento foi comprovado ao se estudar os níveis médio de vazão dos rios a
algumas usinas da região Nordeste e na região Sul. O período onde existe a menor
vazão dos rios é onde ocorrem as melhores incidências de vento. A geração de energia
complementar tem se mostrado um tema de grande interesse uma vez que o consumo de
energia elétrica no Brasil apresenta expectativas de crescimento de 5% a.a. O
crescimento do consumo e a busca de novas fontes de energia, desafios presentes no
66
setor elétrico atual, faz com que a energia eólica seja uma opção cada vez mais presente
nos novos projetos de geração e expansão
Tabela 4.1. Distribuição dos estados e as potências a serem instaladas até o ano 2005.
ESTADO POTÊNCIA (MW) META GERAL (%)
Maranhão 100 10
Piauí 50 5
Ceará 200 20
Rio Grande do Norte 200 20
Pará 50 5
Pernambuco 150 15
Alagoas 50 5
Sergipe 50 5
Bahia 100 10
Minas Gerais 50 5
Total 1.000 100
Fonte: Notas da reunião MCT (1999), Adaptado por ALVES (2006).
Figura 4.1. Metas gerais de distribuição de potências por estado até o ano 2005.
Fonte: ALVES (2006)
67
As perspectivas do crescimento da energia eólica no Brasil nunca tiveram um
momento tão promissor quanto o novo cenário que se forma a partir de novas
legislações no setor elétrico, voltadas para o aproveitamento de fontes renováveis de
energia e também do interesse de empresas nacionais e estrangeiras para o
aproveitamento do recurso natural de grande abundância principalmente na costa do
Nordeste. A criação da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEE) mostra o
interesse de entidades e profissionais brasileiros envolvidos em energia eólica no
crescimento da penetração dessa tecnologia no mercado Nacional de geração de energia
elétrica. A grande meta executiva da ABEE está em contribuições efetivas para se
alcançar a viabilidade de implementação de 1.000 MW em energia eólica no Brasil até
2005 (como já visto inicialmente na Declaração de Brasília). Outro importante evento,
realizado em Brasília nos dias 22 a 25 de novembro de 1998 – “Encontro Técnico e de
Negócios Brasileiro – Alemão de Energia Eólica”, deu início aos debates sobre as
barreiras e desafios para a implementação de parques eólicos no Brasil. O grande
interesse das empresas alemãs pode ser evidenciado na instalação da Wobben
WindPower, que, inicialmente, tinha a responsabilidade da construção de pás das
turbinas eólicas dos modelos da Enercon e que hoje já possui infra-estrutura e parcerias
que viabilizam a manufatura do modelo E-66, com alto índice de aproveitamento de
matéria prima e mão-de-obra Nacional.
Diversas empresas estrangeiras já mostram grandes interesse em estudos de
viabilidade técnica para implementar grandes parques eólicos no Brasil. A empresa
ABB (importante empresa voltada para geração termelétrica) já se mostra interessada na
instalação de um parque eólico de 200 MW ao longo da costa do Ceará. Esse
empreendimento visa à utilização de tecnologia desenvolvida pela empresa em modelos
com potência de 3 MW. Com novas tecnologias aplicadas nas pás e nos sistemas de
cabos, entre outras, espera-se um custo bem abaixo da média mundial de US$ 1.000/kW
instalados. O grupo Thyssen/Krupp e a Negmicon também se mostra interessados no
mercado eólico Nacional, pois desde 1998 vêm desenvolvendo o projeto de um parque
eólico de 100 MW para o Ceará. Com a parceria da empresa Nacional Braselco,
responsável pelas negociações com o governo federal, governos estaduais e
concessionárias de energia, o Projeto encontra-se em fase de negociação do Power
Purchase Agreement (PPA) com a COELCE e com os proprietários dos terrenos onde
serão instaladas as máquinas.
68
Os avanços legislativos dos últimos anos, no sentido de melhor definição das
regras de comercialização, têm propiciado novas expectativas para o setor. O cenário
atual mostra-se altamente favorável ao desenvolvimento da energia eólica
possibilitando, assim, novos investimentos para o aproveitamento de opções limpas de
geração de energia. Outro aspecto é a procura de melhores condições de financiamento,
juntamente com uma legislação que assegure a compra da energia gerada é o que
tornará possível novos projetos de geração eólica no Brasil.
4.2. O pioneirismo eólico no Brasil
As aplicações em fontes alternativas de energia contaram com uma importante
iniciativa de entidades estrangeiras para implementação de projetos experimentais em
diversas localidades do Brasil. As discussões sobre o meio ambiente, durante a
Conferência do Rio de Janeiro em 1992, possibilitaram que o Brasil encontrasse novos
parceiros em projetos com em fontes alternativas. Governos de países industrializados
criaram, a partir do Encontro Rio-92, vários programas de cooperação na área das
energias renováveis, a exemplo do Programa Eldorado, do Governo Alemão, do
Programa do Departamento de Energia dos Estados Unidos, através do National
Renewable Energy Laboratory (NREL) e do Sandia National Laboratory (SNL), e de
ações da França, em particular no Marrocos e Dinamarca (PEREIRA, 1995).
Os acordos internacionais em projetos experimentais também contemplaram o
Brasil em diversos projetos em energia solar e eólica. Foram executados alguns projetos
piloto demonstrativos que envolveram concessionárias de energia elétrica, governos
estaduais, universidades e centros de pesquisas, entre outros. O Quadro 4.2 resume os
Projetos pioneiros em cooperação instalados a partir de 1995.
A Companhia Energética de Pernambuco (CELPE), em convênio com o
Folkcenter (Entidade Dinamarquesa) e o Grupo de Energia Eólica da UFPE (CBEE),
instalou, em julho de 1992, na Ilha de Fernando de Noronha, a primeira turbina eólica
de grande porte em operação comercial na América do Sul. Anteriormente, a
eletricidade da Ilha era produzida exclusivamente da geração térmica, utilizando o óleo
diesel. A potência do equipamento instalado era de 75kW. A turbina foi fixada numa
torre de 23 m de altura, com hélices de 17 m de diâmetro. Foi feito um investimento de
cerca de US$ 250.000,00 na instalação da turbina prevendo-se uma economia de cerca
69
de 8% do óleo diesel consumido na geração de energia da Ilha (Gazeta Mercantil,
05/05/92) o que representaria uma economia de aproximadamente 70.000 litros anuais.
Quadro 4.2. Projetos de cooperação instalados no Brasil, incluindo iluminação pública,
centros comunitários, escolas, creches, centros de saúde, cercas eletrificadas e igrejas.
PROJETO EÓLICA (kW) CARACTERÍSTICAS
Folkencenter/CELPE/UFPE 75 1 aerogerador
Eldorado/CEMIG 1,000 4 aerogeradores
NREL
Pará
40
Sistema híbrido solar eólico diesel
Minas Gerais 27.5 30 resid., 7 bomb eólico, 19 outros*
Total 1.142,5
Fonte: PEREIRA (1995)
O equipamento com ciclo produtivo de 1992-1995 produziu uma energia
acumulada de 152.926kWh. Com o aumento da demanda de energia na Ilha de
Fernando de Noronha devido, principalmente, ao fluxo crescente de turistas nas últimas
décadas, a participação da energia eólica no consumo de energia da Ilha reduziu-se
significativamente, chegando a aproximadamente 3% da demanda total da energia.
Para dar continuidade ao aproveitamento eólico para geração de energia elétrica,
foi instalada e já está em operação uma turbina eólica de 300 kW, que visa o aumento
da participação de fontes alternativas de energia no abastecimento elétrico na Ilha.
A Secretaria de Ciência, Tecnologia e Meio Ambiente de Pernambuco, que
apóia o Projeto, tem por meta abastecer toda a Ilha de Fernando de Noronha com fontes
alternativas de energia tornando-a independente da geração diesel. O projeto de
instalação da turbina de 300 kW foi custeado pela ANEEL, que desembolsou R$ 1,2
milhão, com propósito de mostrar a viabilidade econômica do uso dessa fonte de
energia.
O sistema híbrido instalado na Vila de Joanes – Ilha de Marajó, foi o primeiro
Sistema Híbrido Solar-Eólico-Diesel implantado no Brasil. Esse Sistema contou com
equipamentos doados pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE), o
acompanhamento técnico do National Renewable Energy Laboratory (NREL) e
também do CEPEL. Em contrapartida, os equipamentos complementares e a mão-de-
70
obra para instalação, manutenção e acompanhamento de operação ficaram a cargo da
Companhia Elétrica do Pará (CELPA).
A instalação do Sistema da Vila de Joanes opera quatro turbinas eólicas com
potência de 10kW cada e o grupo de painéis fotovoltaicos instalados na cobertura da
casa de abrigo do sistema de controle e das baterias. A finalidade do Sistema estava na
redução do consumo de óleo diesel na usina termelétrica de Salva Terra, aumentando a
qualidade da energia na localidade e difundindo as tecnologias envolvidas em uma
região altamente propícia para tais aplicações. Foram feitas medições de velocidade do
vento e de irradiação solar na região e, no período de maio de 1994 até abril de 1995, foi
registrada velocidade média anual de vento de 6,60 m/s e média diária de radiação solar
de 5,3 kW h/m
2
.
A Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG) iniciou em 1992 a um série
de estudos de pré-viabilidade técnica-econômica para instalação de uma usina de 2,50
MW no Morro do Camelinho, onde, durante o biênio 1983-1984, a avaliação do regime
do vento comprovou a grande e promissora potencialidade para projetos eólicos de
grande porte. No segundo semestre de 1992, o projeto de implementação de uma central
eólica no estado de Minas Gerais foi enquadrada no Programa Eldorado do Ministério
da Ciência e Tecnologia do Governo Alemão, que oferecia recursos na ordem de 70%
dos custos totais do projeto. A usina foi instalada em 1994 e opera com capacidade de
1MW. O projeto teve um custo total de US$ 1.540.000,00 sendo US$ 790.000,00 (51%)
pagos pelo Programa Eldorado do governo alemão e US$750.000,00 (49%) custeados
pela CEMIG e financiados pela FINEP.
Ainda em 1992, foi assinado acordo com o fabricante alemão de turbinas eólicas
Tacke Windtechnik para fornecimento e supervisão de montagem de usina. O projeto
contou com os incentivos fiscais na isenção ICMS, isenção do IPE e Imposto de
Importação além da isenção do AFRMM (Adicional de Frete de Renovação da Marinha
Mercante). A isenção de impostos foi de grande importância para a viabilização do
projeto construtivo das torres para uma empresa mineira o que permitiu a transferência
dessa tecnologia para o Brasil. Esse fato eliminou a necessidade da contabilidade dos
custos de importação e transporte de 4 torres da Alemanha para o Brasil.
Os resultados das análises de desempenho operacional da usina estão fornecendo
importantes subsídios técnicos para avaliação de novos projetos. Essa foi mais uma
experiência que tem se constituído em um importante laboratório de pesquisas no
campo da energia eólica e na sua conexão à rede elétrica Nacional. Todo o trabalho da
71
CEMIG no levantamento prévio do potencial eólico da região e na avaliação criteriosa
do local onde foi instalado o Projeto mostrou a grande importância do levantamento das
características locais para viabilização técnica dos projetos. Um grande desafio para
pesquisa é a avaliação da contribuição da usina para o sistema interligado. Essa análise
é de extrema importância, dadas às características dos ventos locais, com variação de
velocidade média significativa durante o ano e também ao longo do dia.
Em 1993, a Companhia Energética do Ceará (COELCE) iniciou um plano de
utilização dos recursos do Programa Eldorado, do governo alemão, para a instalação de
sistemas solar e eólico no estado do Ceará. Em 1995, a COELCE firmou contrato com a
empresa alemã Tacke Windtechnik. Uma vez que os dados eólicos já estavam
processados, foi escolhido o Porto de Mucuripe, pertencente ao município de Fortaleza,
como o local de instalação do parque eólico. A partir do mês de maio de 1996
iniciaram-se as obras para a instalação de quatro turbinas eólicas de 300 kW. O projeto
foi inaugurado em novembro de 1996 com um total de 1,2 MW de potência instalada
com geração anual estimada de 3.800 MWh. (GTEE, 1998).
A implantação foi viabilizada por um convênio de cooperação firmado entre a
COELCE, Companhia Hidroelétrica do São Francisco (CHESF) e a Companhia Docas
do Ceará (CDC), com participações também das Secretarias Estaduais dos Transportes,
Energia, Comunicação e Obras (SETECO) e de Ciência e Tecnologia (SECITECE). Os
investimentos feitos no Parque Eólico do Porto de Mucuripe somaram um total de R$
2,8 milhões, sendo que 44% do total investido foram custeados pelo Governo alemão
através do Programa eldorado, 28% pela COELCE/Governo do Ceará e 28% pela
CHESF (GTEE, 1998). O objetivo geral do Projeto foi demonstrar a viabilidade técnica
e econômica da produção de eletricidade em escala comercial, através da energia eólica,
no litoral do Ceará.
O desempenho das turbinas ficou comprometido devido aos efeitos de corrosão,
que foram seriamente afetadas pelo forte efeito da maresia. Esse projeto representou
uma grande experiência para o desenvolvimento da energia eólica em uma das regiões
de maior potencial eólico do Brasil; mesmo com alguns problemas, foi um importante
passo para futuros empreendimentos em energia eólica para toda a costa da Região
Nordeste onde se encontram importantes potenciais para aplicação eólica na geração de
energia elétrica. Dessa forma, o estado vem incentivando o uso de novas tecnologias
para geração de energia elétrica através de subsídios que vêm sendo dados para a
instalação de novas indústrias. Tais incentivos chegam a atingir 75% de redução de
72
ICMS com 3 anos de carência e prazo de validade de até 15 anos. Nessa linha, a
COELCE vem desenvolvendo um programa específico, desde março de 1990, através
do Protocolo de Intenções firmado com a organização alemã Deutsche Gesellchaft fur
Technische Ausammenarbeit (GTZ), para o levantamento das características dos ventos
do estado do Ceará, onde os resultados obtidos nas estações anemométricas de
Jericoacoara e Cofeco (10 m de altura do solo) foram bastante animadores.
Os excelentes resultados obtidos levaram a COELCE a ampliar o número de
medidas da velocidade e direção dos ventos. Em 1992, a COELCE realizou novas
medições com 10 estações anemométricas com sensores a 10 e a 30 m de altura do solo.
Essas novas estações permitiram avaliar o potencial bruto dos ventos no litoral onde
mostraram pontos com velocidades de 9,3 m/s a 40 m de altura do solo, com capacidade
de 2.371 MW. Esse potencial pode produzir 2,9 bilhões de kW/h anualmente, o que
significa cerca de 2 vezes o consumo de eletricidade do estado do Ceará no ano de
1995, considerando um fator médio de 35% na conversão de energia eólica em energia
elétrica.
Ao ganhar a licitação para instalação de parques eólicos em parceria com a
COELCE, a Wobben Windpower instalou o maior parque eólico da América Latina. Foi
inaugurada, em 29 de abril de 1999, no Município de Aquiraz, a Usina Eólica de
Prainha com capacidade instalada de 10MW. Os vinte aerogeradores, com capacidade
de gerar até 500 kW cada, foram fabricados com alto índice de nacionalização pela
Wobben Windpower, subsidiária da Enercon no Brasil. A Wobben também instalou
outra usina na Praia da Taíba, Município de São Gonçalo do Amarante. Em Taíba,
foram instaladas dez turbinas totalizando uma potência instalada de 5MW, que desde
então fornece energia elétrica de qualidade para a COELCE.
A característica interessante das duas usinas é que ambas foram instaladas sobre
dunas, sendo assim a primeira experiência mundial no tipo especial de fundação para
sustentação das turbinas. Os investimentos da Wobben no Ceará ultrapassam US$ 15
milhões. A Enercon transferiu toda a tecnologia de última geração através da Wobben, a
custo zero, mantendo, ainda, um programa de treinamento técnico para brasileiros
atuantes em serviços de assistência permanente. A Wobben, segundo seu diretor,
investiu nesse projeto, na expectativa de contribuir para a criação de um mercado
Nacional, já que a tarifa paga pela COELCE, por ocasião da inauguração do projeto, era
de R$ 48,12 MW/h (valor inferior aos praticados no mercado internacional, os quais
deverão ser reajustados segundo regras da Agência Nacional de Energia Elétrica –
73
ANEEL). Acredita–se que poderá haver alguma compensação pelas características
tecnológicas favoráveis, permitindo alcançar um fator de capacidade de 40% e um fator
de disponibilidade superior a 96%. Todo esse investimento tem como grande objetivo a
penetração cada vez maior das energias eólicas no mercado latino-americano.
Situada na altura do km 26 da BR-280, a 30 km da cidade de Palmas, a Centrais
Eólicas do Paraná já mantém em operação cinco turbinas eólicas com potência de 500
kW cada, num total de 2,5 MW de potência instalada. As Centrais Eólicas do Paraná é
uma sociedade da COPEL com a Wobben Wind Power, onde 30% dos investimentos
foram recursos desembolsados pela COPEL e os demais 70% pela Wobben (COPEL,
2000). A energia gerada na Usina Eólica de Palmas foi vendida, através de contratos
firmados no início de sua operação, por R$ 78,65 MW/h. Esse valor deverá ser
reajustado anualmente segundo as regras fixadas pela ANEEL nos cálculos de reajustes
para o Valor Normativo. O parque eólico de palmas tem a capacidade de se expandir até
200 MW durante os próximos cinco anos e, se isso acontecer, ficará entre os maiores
parques eólicos do mundo.
A Usina eólica de Palmas utilizou todos os dados eólicos levantados durante as
observações para elaboração do Atlas Eólico do Paraná. Esse projeto já vinha coletando
dados eólicos de todo o estado do Paraná já há seis anos com o objetivo principal de
identificar e medir o potencial energético das principais correntes de ar do estado.
Segundo dados do potencial eólico da região de Palmas, onde a usina está instalada, é
prevista a produção de 6.500 MW/h, energia suficiente para suprir 2/3 da energia
consumida no Município de Palmas. Cabe incluir a esses projetos, pioneiros também, o
de Praia Grande, Tamaruteua e projeto Mota, fortalecendo a consolidação da energia
eólica no estado. Assim, fica evidenciado que, apesar da larga faixa litorânea do Brasil e
de dados razoáveis de velocidade de vento em planaltos no interior de alguns estados, as
iniciativas no desenvolvimento e implantação de parques eólicos com a finalidade de
geração de energia elétrica ainda são muito tímidas, com exceção do estado do Ceará,
que já apresenta projetos de médio e grande porte integrados à sua rede de distribuição.
4.3. Matriz energética brasileira
O Brasil é um país que possui uma das matrizes energéticas mais limpas do
mundo, com a participação de 43,8% das energias renováveis no total de energia
consumida. Se comparado com a média mundial, o país posiciona-se na vanguarda do
74
setor energético mundial, com uma utilização sustentável dos seus recursos naturais. A
Figura 4.2 exibe a matriz elétrica brasileira, com a situação ajustada em janeiro 2006.
%
7,90%
0,03%
1%
10%
0,90%
70,71%
3,32%
2,17%
1,13%
1,94%
0,01%
0,02%
0,19%
0,76%
Hidráulica Gás Natural Gás de Processo Óleo Diesel
Óleo Residual Bagaço de Cana Licor Negro Madeira
Biogás Casca de Arroz Nuclear Carvão Mineral
Eólica Importação
Figura 4.2. Esquema da matriz elétrica brasileira atualizada em janeiro 2006
Verifica-se nessa figura que as fontes renováveis de energia respondem por 73%
da produção, sendo aproximadamente 70%, referente ao grande potencial hidráulico
brasileiro, o que possibilita ao país a produção de uma energia limpa e a baixo custo. A
Tabela 4.2 e as Figuras 4.3 e 4.4 sumarizam as informações referentes à matriz elétrica
brasileira, divulgadas em janeiro de 2006, pela ANEEL.
Elas fornecem uma visão bastante nítida sobre a participação das fontes
renováveis de energia, com a hidroeletricidade e, em particular, a eólica que representa
apenas 0,03%. No Brasil, a fonte de energia hidráulica é predominante e encontra-se
atualmente representada por três classes distintas de empreendimentos: as Mini Centrais
Hidrelétricas – mCHs (P ≤ 1.000 kW), as Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs
(1.000 kW < P ≤ 30.000 kW) e as Usinas Hidrelétricas – UHEs (P > 30.000 kW). A
75
Figura 4.3 apresenta o detalhamento da potência instalada e respectiva quantidade de
empreendimentos hidrelétricos e de outras fontes energéticas em operação hoje no país.
Tabela 4.2. Matriz elétrica brasileira e empreendimentos em operação
Empreendimentos em Operação
Capacidade Instalada Total Fonte
N.° de
Usinas
[kW]
%
N.° de
Usinas
[kW]
%
mCH 187 99.483 0,10
PCH 260 1.329.900 1,33
Hidráulica
GCH 149 71.659.749 69,30
596 73.137.408 70,7
Natural 70 9.865.654 9,54 Gás
Processo 26 925.748 0,90
96 10.791.402 10,4
Óleo
Diesel
491 3.434.555 3,32 Petróleo
Óleo
Residual
18 1.163.970 1,13
509 4.598.525 4,45
Bagaço de
Cana
219 2.240.890 2,17
Licor
Negro
13 782.617 0,76
Madeira 23 200.832 0,19
Biogás 2 20.030 0,02
Biomassa
Casca de
Arroz
2 6.400 0,01
259 3.250.769 3,1
Nuclear 2 2.007.000 1,94 2 2.007.000 1,9
Carvão Mineral 7 1.415.000 1,37 7 1.415.000 1,4
Eólica 10 28.550 0,03 10 28.550 0,03
TOTAL 1.479 95.228.654 92,10 1.479 95.228.654 92,10
Paraguai - 5.650.000 5,46
Argentina - 2.250.000 2,18
Venezuela - 200.000 0,19
Importação
Uruguai - 70.000 0,07
- 8.170.000 7,90
TOTAL C/
IMPORTAÇÃO
1.479 103.398.654 100,00 1.479 103.398.654 100,00
Fonte: Banco de Informações de Geração da ANEEL – janeiro/2006.
76
0
10.000.000
20.000.000
30.000.000
40.000.000
50.000.000
60.000.000
70.000.000
80.000.000
Hidráulica Gás Petróleo Biomassa Nuclear Carvão Eólica
[kW]
0
100
200
300
400
500
600
700
Nº de Usinas
kW Nº Usinas
Figura 4.3. Matriz elétrica brasileira: empreendimentos em operação. Fonte:
Banco de Informações de Geração da ANEEL – janeiro/2006.
0
50
100
150
200
250
300
mCH PCH UHE
Nº de Usinas
0
10.000.000
20.000.000
30.000.000
40.000.000
50.000.000
60.000.000
70.000.000
80.000.000
[kW]
N.° de Usinas [kW]
Figura 4.4. Empreendimentos hidrelétricos em operação. Fonte: Banco de Informações de Geração da
ANEEL – janeiro/2006.
Capacidade Instalada
Total:
95.228.654 kW
1.479 Usinas
Capacidade Instalada
Total:
73.137.408 kW
596 Usinas
77
4.4. Cenário atual da capacidade de geração eólica no Brasil
No ano de 2001 uma grande crise energética da história do Brasil, assistiu-se a
uma verdadeira corrida de empreendedores interessados em investir na construção e
operação de usinas eólica no Brasil. A região Nordeste, por todo o seu potencial de
ventos, apresenta atrativos para o uso de energia eólica do litoral dos estados do Ceará e
do Rio Grande do Norte, onde se concentrou a atenção dos investidores.
A ANEEL recebeu diversos pedidos de análise de empreendimentos de geração
eólica que, somados, alcançam um total de 3,3 GW de potência. Esse aumento de
solicitações deveu-se em grande parte à Resolução 24/2001 da Câmara de Gestão da
Crise de Energia Elétrica, que criou o Programa Emergencial de Energia Eólica, o
PROEÓLICA, com o objetivo de viabilizar a implantação de 1.050 MW, até dezembro
de 2003, a partir da geração eólica. Assim, os empreendimentos que fossem autorizados
pela ANEEL e que entrassem em operação comercial até dezembro de 2002, teriam
incentivos econômicos especiais. A Tabela 4.3 exibe a relação das usinas eólicas
autorizadas pela ANEEL.
Tabela 4.3. Usinas eólicas autorizadas pela ANEEL
Empreendimento Ano da
autorização
Unidade da Federação Potência
(MW)
Status
Prainha 1998 Ceará 10,000 Em operação
Taíba 1998 Ceará 5,000 Em operação
Palmas 1999 Fernando de Noronha 2,500 Em operação
Fernando de Noronha 1999 Fernando de Noronha 0,075 Em operação
Morro do Camelinho 2000 Minas Gerais 1,000 Em operação
Beberibe 2001 Ceará 25,000 Em construção
Fonte: MME (2006)
O aumento de pedidos de projetos para serem analisados pela ANEEL de 2001
para 2004 é constatado na Tabela 4.4. O estado que se destacou em solicitação foi o
Ceará com 4 novos projetos enquanto a Paraíba foi apenas 1. Porém, quando é analisado
em função da potência, esses números tornam-se pouco significativos, pois salta do
patamar de 2,4 MW em 2001, para 912,28 MV (27%) em 2002 e 1.554,8 MW em 2003
(47%) e reduzindo em 2004 (26%) para apenas 850 MW. O “boom” da potência em
78
2003 foi o ano chave na contemplação e incentivos para os empreendedores que
começassem a colocar em operação os seus empreendimentos.
Tabela 4.4. Projetos em análise na ANEEL
ANO ESTADO POTÊNCIA (MW).
2001
(2,4 MW)
CE 2,4
CE 305,70
PB 5,28
PE 19,80
PI 10,50
2002
(912,28 MW)
RN 571,00
BA 120,00
CE 756,40
PE 120,00
2003
(1.554,8 MW)
RN 558,40
BA 100,00
CE 310,00
PE 240,00
2004
(850 MW)
RN 200,00
TOTAL
3.319,48
Fonte: MME (2006)
Desde o início de sua criação, a ANEEL vem trabalhando em parceria com
Centros de Referência em Energias Renováveis e Universidades, na execução de
estudos que venham proporcionar condições para aumentar a oferta de energia. E,
também, buscando a democratização do acesso a energia em suas formas mais
adequadas, favorecendo a geração de empregos e a melhoria na qualidade de vida da
sociedade. O primeiro trabalho de parceria com o Centro Brasileiro de Energia Eólica
(CBEE) da UFPE, foi à publicação do Atlas Eólico da Região Nordeste que identifica
locais da região onde é propício o desenvolvimento dessa fonte de energia. Um exemplo
aplicado dessa tecnologia foi desenvolvido no Arquipélago de Fernando de Noronha,
também uma parceria de ANEEL com o CBEE e o Programa das Nações Unidas para o
Desenvolvimento (PNUD), com a instalação de uma central eólica de 300 kW, que,
interligada à rede da CELPE, contribuirá com cerca de 2% da energia consumida na
Ilha.
Atualmente, dois trabalhos de identificação do potencial eólico estão sendo
elaborados: O “Levantamento do Potencial Eólico da Região Sudeste”, pela
Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia (Coppe) da Universidade
Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e o “Atlas Eólico Brasileiro” pelo CBEE. Esses
estudos utilizam metodologias diferentes e são ferramentas importantes como indicativo
79
para implementação de novos empreendimentos de geração de energia elétrica, que
serão concluídos até o final deste ano de 2006. No Brasil, o total atual é de 1.567
empreendimentos em operação de energias renováveis, como pode ser observado na
Tabela 4.5.
Com a geração de 95.744.495 kW de potência, são previstos para os próximos
anos uma adição de 27.041.487 kW na capacidade de geração do país, proveniente dos
77 empreendimentos atualmente em construção (Tabela 4.6) e mais 505 outorgadas
(Tabela 4.7). A Potência Outorgada é igual à considerada no Ato de Outorga. A
Potência Fiscalizada é igual à considerada a partir da operação comercial da primeira
unidade geradora.
Tabela 4.5. Empreendimentos em operação
Tipo
Quantidade Potência outorgada
(kW)
Potência Fiscalizada
(kW)
Potência Fiscalizada
(%)
CG
H
193 102.443 101.996 0,11
EOL 12 130.250 127.850 0,13
PCH 265 1.402.023 1.370.513 1,43
SOL 1 20 20 0
UHE 155 73.071.695 71.571.901 74,75
UTE 939 23.895.931 20.565.215 21,48
UTN 2 2.007.000 2.007.000 2,10
Tota
l
1.567 100.609.362 95.744.495 100
Fonte: MME (2006)
Tabela 4.6. Empreendimentos em construção
Tipo
Quantidade
Potência outorgada (kW) %
CGH 1 848 0,02
EOL 3 109.000 3,12
PCH 47 738.142 21,15
UHE 8 1.735.500 49,74
UTE 18 905.978 25,96
Total 77 3.489.468 100
Fonte: MME (2006)
80
Tabela 4.7. Empreendimentos outorgados entre 1998 e 2005, que não iniciaram as suas construções
Tipo
Quantidade
Potência outorgada (kW) %
CGH
61 40.901 0,17
EOL 109 4.691.943 19,92
PCH 214 3.383.531 14,37
UHE 29 5.914.200 25,11
UTE 92 9.521.444 40,43
Total 505 23.552.019 100
Fonte: MME (2006)
A avaliação de todos esses empreendimentos de energias renováveis na matriz
energética brasileira desde 1998 até o ano de 2005 possibilita traçar um prognóstico
atual da energia eólica no país. Podem-se definir três cenários, em face das informações
disponibilizadas pelo Ministério das Minas e Energias do Brasil: Cenário I – Dos
Empreendimentos em Operação; Cenário II – Dos Empreendimentos em Construção e,
Cenário III – Dos Empreendimentos que não iniciaram sua construção entre 1998 e
2005.
O Organograma 4.1 exibe a participação da energia eólica na matriz energética
brasileira, com detalhamentos do cenário, potência em kW e “ranking”. Com base nesse
organograma foram extraídas as seguintes considerações:
Sobre o Ranking: encontra-se em 3° lugar entre os empreendimentos que deveria ter
começado sua construção, em 4° lugar daqueles que estão ainda em construção e 5°
lugar daqueles que estão em operação. Entende-se, assim, que ocorre certa diminuição
dos empreendimentos de energia eólica que deveria já se encontrar em operação. Neste
trabalho não é analisada as razões que promoveram as circunstâncias específicas para
que o empreendimento do total outorgado entrasse em fase de operação. Porém, essa
situação expõe ainda a fragilidade da energia eólica na matriz energética brasileira, pois
sua participação das renováveis em operação a coloca em 5° lugar.
Sobre a Potência em kW: o quadro se agrava muito mais dentre as renováveis, pois a
defasagem em relação aos que já estão em operação é de 4.564.093 kW, o que
representa 2,8% apenas da potência atual em operação.
O Brasil, necessariamente, deveria produzir um aumento em média de 0,70% ao
ano de potência eólica inserida na sua matriz. É pouco provável alcançar esse patamar,
81
pois os dados nos cenários I, II e III revelam certa queda nos interesse em investir na
energia eólica, como por exemplo, os altos índices de empreendimentos que foram
contemplados pela outorga, mais que ainda não começaram a ser construídos.
Cenário I
Energia Eólica
Participação no Cenário Potência kW Ranking
0,13 % 127.850 kW 5° Lugar na Matriz
Cenário II
Energia Eólica
Participação no Cenário Potência kW Ranking
3,12% 109.000 kW 4° Lugar na Matriz
Cenário II
Energia Eólica
Participação no Cenário Potência kW Ranking
19,92% 4.691.943 kW 3° Lugar na Matriz
Organograma 4.1. Participação da energia eólica na matriz energética brasileira
Sobre a participação no cenário:
de certa forma esse indicador escolhido para
contribuir com essa análise já é resultado direto da fundamentação feita nos dois
primeiros cenários. Apenas acrescenta que se todos os empreendimentos em energia
eólica outorgada se encontrassem em operação, o Brasil teria hoje uma participação de
19,2% de energia eólica em sua matriz renovável.
Essa condição apresentada tornaria o Brasil um país com uma matriz energética
relativamente sustentável, totalmente predominante e diversificada de energias
renováveis, em especial a energia eólica. Além disso, seria uma condição extremamente
satisfatória para a atração de mais investimentos e expansão dessa fonte abundante no
país.
82
Capítulo V
______________________________________________________________________
5. Resultados e Discussões (1
o
parte)
5.1. Legislação para promoção das energias renováveis
Como forma de melhor analisar a legislação do setor elétrico brasileiro é
apresentado no Quadro 5.1 os fatores impulsionadores das energias renováveis (FIR) –
que se definem como os atos legislativos, que apresentem uma descrição ou
ponderações que norteia a participação/abertura ou promovem o avanço das energias
renováveis, sendo os mesmos: P&D (Pesquisa e Desenvolvimento ou Avanços
Tecnológicos) – atos que corroboram para a evolução tecnológica das fontes
renováveis; I (Incentivos) - atos caracterizados por estímulo ou instigadores das
políticas energéticas; F (Flexibilização) – atos de contribuição ou facilitadores dentro do
cenário energético brasileiro e RA (Responsabilidade Ambiental) – atos contemplados
pela política de responsabilidade com o meio ambiente e seu uso racional.
Estabelecendo esses fatores como os principais indicadores do grau de valorização da
política energética para a expansão das fontes renováveis, cada um dos atos legislativos
foi identificado e classificado conforme exibido no Quadro 5.1.
A inovação tecnológica tem exercido um papel central para a evolução e o
avanço do setor energético (SAGAR e HOLDREN, 2002). De fato, ainda continuam a
necessidade de maiores avanços científicos e tecnológicos para enfrentar o desafio
energético (ANDERSON, 2000), social (REDDY, 2000), ambiental (HOLDREN e
SMITH, 2000), presente e futuro, como resultado do paradigma tecnológico das últimas
três décadas. O desafio é garantir o suprimento adequado de energia a baixo custo e, ao
mesmo tempo, reduzir os impactos ambientais negativos locais, regionais e globais. No
entanto, é preciso ter em mente os limites existentes do papel do conhecimento da
legislação para a solução dos desafios energéticos. No tocante a energia eólica,
basicamente destaca-se a criação e as regras do PROINFA e do PROEÓLICA. Dentre
os demais atos, encontram-se aberturas para o campo de desenvolvimento da energia
eólica no Brasil, a partir da figura do autoprodutor e do produtor independente.
83
Origem dos Atos Ano Descrição da legislação FIR
Constituição Art. 155
1988
Veda tributos
I
Constituição Art. 175
1988
Responsabilidade do poder público
RA
Constituição Art. 176
1988
Condições para aproveitamento
F
Constituição Art. 225
1988
Meio ambiente eco-equilibrado
RA
Leis específicas SE
1995
Prestação de serviços públicos
F
Leis específicas SE
1995
Normas para a outorga
F
Leis específicas SE
1996
Institui a ANELL
F
Leis específicas SE
2000
P&D em eficiência energética
P&D
Leis específicas SE
2001
Política de uso racional de energia elétrica
RA
Leis específicas SE
2002
Cria o PROINFA e o CDE
I
Leis específicas SE
2003
Apoio aos serviços de distribuição de energia elétrica
F
Leis específicas SE
2004
Comercialização de energia elétrica
F
Leis específicas SE
2004
Criação da EPE
I
Decretos específicos SE
1991
Programa de conservação de energia
RA
Decretos específicos SE
1994
Cria o PRODEEM
I
Decretos específicos SE
1996
Produtor independente e Autoprodutor
F
Decretos específicos SE
1998
Regras da ONS
I
Decretos específicos SE
2001
P&D em eficiência energética
P&D
Decretos específicos SE
2001
Cria a CBEE
I
Decretos específicos SE
2001
Política de conservação e uso racional de energia
RA
Decretos específicos SE
2002
Tarifação às empresas concessionárias
F
Decretos específicos SE
2002
Estrutura da CNPE
I
Decretos específicos SE
2002
Cria o PROINFA e CDE
I
Decretos específicos SE
2002
Dispõe sobre a compra de energia elétrica
F
Decretos específicos SE
2003
Universalização do acesso e uso da energia elétrica
I
Decretos específicos SE
2003
Competência da ANEEL
F
Decretos específicos SE
2004
Competência da ANEEL
F
Decretos específicos SE
2004
Dispõem sobre o PROINFA
I
Decretos específicos SE
2004
Regulamenta a comercialização da energia elétrica
I
Decretos específicos SE
2004
Criação da Câmara CCEE
I
Decretos específicos SE
2005
Acesso do consumidor livre às redes de transmissão
F
Portarias (PRT-MME)
2001
Cria a CAMEC
I
Portarias (PRT-MME)
2002
Plano decenal 2001-2010
RA
Portarias (PRT-MME)
2005
Projeto ESTAL
I
Portarias (PRT-MME)
2005
Comitê gestor do PNUD-039
I
Resoluções (REN-ANEEL)
2001
Contratação temporária ao STD energia elétrica
F
Resoluções (REN-ANEEL)
2001
Manual dos programas de pesquisas
F
Resoluções (REN-ANEEL)
2003
Encargo para aquisição de energia elétrica emergencial
F
Resoluções (REN-ANEEL)
2003
Regras do PUEE
F
Resoluções (REN-ANEEL)
2004
Rateio dos custos do PROINFA
F
Resoluções (REN-ANEEL)
2004
Quotas anuais referentes ao PROINFA
I
Resoluções (REN-ANEEL)
2004
Procedimento de redução das tarifas do STDEE
I
Resoluções (REN-ANEEL)
2004
Procedimentos de acesso da CG participantes do PROINFA
I
Resoluções (REN-ANEEL)
2005
Critérios para aplicação de recursos em PEE
P&D
Resoluções (REN-ANEEL)
2005
Apuração e repasse do TUSD
F
Resoluções (REH-ANEEL)
2005
Quotas de custeio para 2006 do PROINFA
F
Resoluções (REO-ANEEL)
2002
Adiantamento de contratos
I
Resoluções (REO-ANEEL)
2004
Suprimento aplicável aos estudos do SE interligado
I
Quadro 5.1. Resumo dos atos legislativos e os fatores impulsionadores para a promoção das energias
renováveis (FIR).
84
Após análise de 48 atos legislativos, entre a Constituição de 1988 e a REM-
ANEEL de 2005 das leis relacionadas com o setor elétrico brasileiro tem-se como
resultados que a política energética no Brasil é voltada principalmente para a
Flexibilização (41%) e políticas de Incentivo (40%). Essa realidade oriunda da leitura
da legislação e da aplicação do FIR na análise. Constatou-se, também, na legislação,
que esses parâmetros evidenciados (Flexibilização e Incentivo) desecandeou a
relevância da institucionalidade, ou do arcabouço regulatório da política nacional no
tocante a instigar uma matriz renovável. E que essa consideração pode ser observada na
Figura 5.1 na abrangência dos atos legislativos e da aplicação do FIR como leitura para
o incentivo das energias renováveis.
Figura 5.1 – Variação estatística dos FIR na avaliação da legislação brasileira sobre energias renováveis
Conseqüência desse marco regulatório foi à criação de um ambiente facilitador a
configuração de novos agentes no mercado brasileiro de energia elétrica (81%;
Flexibilização (41%) e Incentivo (40%), iniciando com a Lei n˚ 9.074 de 1995 e, por
conseqüência, a entrada de novas tecnologias e aproveitamento de fontes renováveis de
energia. Nela é criada a figura do Produtor independente de energia, definido como:
Artigo II – Considera-se produtor independente de energia a pessoa jurídica ou
empresas reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder
concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da
energia produzida, por sua conta e risco. O decreto n˚ 2003/1996, que regulamenta a
referida lei, fixa regras que dá forma à figura do produtor independente de energia,
41%
13%
40%
6%
Incentivo Resp. Ambiental Flexibilização P&D
85
diferenciando do denominado Autoprodutor de Energia Elétrica, definido em Lei
como:
II – Autoprodutor de Energia Elétrica é a pessoa jurídica ou empresas reunidas em
consórcio que recebam concessão ou autorização para produzir energia elétrica
destinada ao seu uso exclusivo. Com esse decreto, é garantida a utilização e a
comercialização da energia produzida, tanto ao produtor independente de energia
quanto ao autoprodutor que passaram a ter garantido o livre acesso aos sistemas de
transmissão e distribuição de concessionários ou permissionários de serviço público de
energia elétrica, mediante o ressarcimento do custo de transporte envolvido. Esse
decreto, em seu artigo 23, define quais os possíveis clientes a terem seu abastecimento
de energia promovido por um produtor independente de energia:
Art 23 - A venda de energia elétrica por produtor independente poderá ser feita para:
I - concessionários de serviço público de energia elétrica;
II – consumidor de energia elétrica, nas condições estabelecidas nos artigos 15 e 16 da
Lei n˚ 9074/1995;
III – consumidores de energia elétrica integrante de complexo industrial ou comercial,
aos quais forneça vapor ou outro insumo oriundo de processo de cogeração;
IV – conjunto de consumidores de energia elétrica, independentemente de tensão e
carga, nas condições previamente ajustadas com o concessionário local de distribuição;
V – qualquer consumidor que demonstre ao poder concedente não ter o concessionário
local lhe assegurado o fornecimento no prazo de até 180 dias contado da respectiva
solicitação.
Os artigos 15 e 16 da Lei no 9074/1995 tratam da regulamentação das condições
necessárias para que um consumidor possa ser considerado “
consumidor livre”. Esse
consumidor é definido como aquele que ao apresentar (na primeira etapa da aplicação
da lei) uma carga instalada superior a 10 kW, atendido por uma tensão nunca inferior a
69 kV, ficando facultado o direito de opção de compra, total ou parcial, de um produtor
independente de energia elétrica. A lei estabeleceu que passado um período de três anos
os consumidores livres poderão ampliar seu leque de opção de compra também aos
concessionários, permissionários ou autorizados de energia elétrica do sistema. Cinco
anos após a publicação da lei passam a ser considerados como consumidores livres
todos aqueles consumidores com potencia instalada superior a 3 MW a uma tensão de
fornecimento igual ou superior a 69 kV. Fica definido também que passados oito anos
86
de cumprimento da Lei, o poder concedente poderá reduzir os limites de carga e tensão
que condiciona o enquadramento como consumidor livre.
Em 1996, a lei n˚ 9.427, de 26 de dezembro de 1996, criou a Agência Nacional
de Energia Elétrica – ANEEL, cuja finalidade se expressa no Art 2 “A Agência
Nacional de Eletricidade tem por finalidade regular e fiscalizar a produção, transmissão,
distribuição e comercialização de energia elétrica em conformidade com as políticas e
diretrizes do governo federal”. No que se refere a incentivos às fontes renováveis, essa
mesma Lei, em seu artigo 26, estabelece que a ANEEL estipule percentual de redução
não inferior a 50%, a ser aplicado aos valores das tarifas de usos dos sistemas elétricos
de transmissão e distribuição nos encargos de forma a garantir a competitividade à
energia ofertada pelos aproveitamentos de potencial hidráulico de potência superior a
1000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW.
Em 1º de outubro de 1999 a resolução n
o
281 da ANEEL, em seu artigo 22, deu
nova redação a Lei n˚ 9.427 de 1996, ampliando a isenção desses encargos a outras
tecnologias renováveis, a saber:
Art. 22 - Para o aproveitamento de potencial hidráulico de potência superior a 1.000 kW
e igual ou inferior a 30.000 kW, destinado à produção independente ou autoprodução de
energia elétrica, mantidas as características de pequena central hidrelétrica, e para os
empreendimentos a partir de fontes eólicas e empreendimentos termoelétricos a partir
de fonte de biomassa e de cogeração qualificada, cuja capacidade instalada esteja dentro
dos referidos limites de potências, a ANEEL estipulará, no ato autorizativo, o percentual
de redução de 50% (cinqüenta por cento), a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas
elétricos de transmissão e de distribuição. A resolução também estabeleceu, em caráter
excepcional, a isenção total desses encargos para os empreendimentos que viessem a
entrar em operação até o dia 31 de dezembro de 2003.
A Política Energética Nacional foi configurada pela Lei n˚ 9.478, de 06 de
agosto de 1997. Nela se pode inferir que as atenções, quanto ao aproveitamento das
fontes de energia renováveis, estão materializadas no seu artigo 10, assim redigido:
Art. 10 - As políticas nacionais para o aproveitamento racional das fontes de energia
visarão aos seguintes objetivos:
I – preservar o interesse nacional;
II – promover o desenvolvimento, ampliar o mercado de trabalho e valorizar os recursos
energéticos.
87
III – proteger os interesses do consumidor quanto a preço, qualidade e oferta dos
produtos.
IV – proteger o meio ambiente e promover a conservação de energia;
VII – identificar as soluções mais adequadas para o suprimento da energia elétrica nas
diversas regiões do país,
VIII – utilizar fontes alternativas de energia, mediante o aproveitamento econômico dos
insumos disponíveis e das tecnologias aplicáveis.
Com base nos atrativos para a adoção das tecnologias de geração elétrica a partir
de recursos renováveis, é possível afirmar que eles se coadunam com os objetivos
traçados para a política energética nacional. Tais atrativos estão alicerçados nas
vantagens ambientais e na possibilidade de diversificação das fontes de energia,
permitindo, por sua dinâmica, criar as condições necessárias à adoção de um modelo
descentralizado de geração. A descentralização da matriz de geração elétrica favorece a
criação de emprego e geração de renda, o que por sua vez contribui marcadamente para
o desenvolvimento regional. A busca desses resultados não está restrita à política
energética nacional, mas sim, em síntese, de todos os mecanismos de intervenção social
alavancados pelo estado.
5.2. Programa emergencial de energia eólica
Art. 1º Fica criado o Programa Emergencial de Energia Eólica (PROEÓLICA) no
território Nacional, com os seguintes objetivos:
I - viabilizar a implantação de 1.050 MW, até dezembro de 2003, de geração de energia
elétrica a partir de fonte eólica, integrada ao sistema elétrico interligado Nacional;
II - promover o aproveitamento da fonte eólica de energia, como alternativa de
desenvolvimento energético, econômico, social e ambiental;
III - promover a complementaridade sazonal com os fluxos hidrológicos nos
reservatórios do sistema interligado nacional.
Art. 2º Para consecução dos objetivos do PROEÓLICA, ficam estabelecidas as
seguintes condições, com validade até 31 de dezembro de 2003:
I - a ELETROBRÁS, diretamente ou por intermédio de suas empresas coligadas,
deverá, por um prazo mínimo de quinze anos, contratarem a aquisição da energia a ser
produzida por empreendimentos de geração de energia eólica até o limite de 1.050 MW;
88
II - o valor de compra (VC) da energia referida no inciso I será equivalente ao valor de
repasse para as tarifas, relativo à fonte eólica, estabelecido conforme regulamentação da
ANEEL, aplicando-se ao VC os incentivos previstos no inciso III;
III - para os projetos que iniciarem sua operação nos prazos abaixo aplicar-se-ão, nos
primeiro dois anos, os seguintes incentivos:
Para os projetos implementados até 31 de dezembro de 2001 – 1,200 x VC;
Para os projetos implementados até 31 de março de 2002 – 1,175 x VC;
Para os projetos implementados até 30 de junho de 2002 – 1,150 x VC;
Para os projetos implementados até 30 de setembro de 2002 – 1,125 x VC;
Para os projetos implementados até 31 de dezembro de 2002 – 1,100 x VC;
IV - os custos relativos à energia comprada pela ELETROBRÁS deverão ser
integralmente repassados às concessionárias de distribuição do sistema interligado, de
forma compulsória, na proporcionalidade dos seus mercados realizados no ano anterior;
V - a qualquer tempo, os contratos referidos no inciso I poderão ser repassados às
concessionárias de distribuição.
Art. 3º Para implantação do PROEÓLICA, serão firmados convênios e acordos de
cooperação com instituições públicas e privadas.
Art. 4º Caberá ao Ministério de Minas e Energia promover, coordenar e implementar o
Programa de que trata esta Resolução.
A Resolução n˚ 24, de 2001, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica
43 - GCE, criou o Programa Emergencial de Energia Eólica - PROEÓLICA, definido
em Lei como um programa que prevê incentivos que asseguram por quinze anos a
compra, pela ELETROBRAS, da energia produzida pelas Usinas Eólicas que entrassem
em operação até dezembro de 2003. O objetivo era também promover o aproveitamento
dessa fonte de energia como alternativa de desenvolvimento energético, econômico,
social e ambiental através de ações que pudessem viabilizar, até dezembro de 2003, a
implantação de 1.050 MW de geração de energia elétrica a partir da energia eólica, o
equivalente a 50 vezes a atual capacidade instalada.
O valor de compra da energia gerada pelo PROEOLICA seria equivalente ao
valor de repasse para as tarifas, relativo ao Valor Normativo da fonte eólica estabelecido
conforme regulamentação da ANEEL. Os custos relacionados ao volume de energia
comprada pela ELETROBRAS seriam repassados às concessionárias de distribuição do
sistema interligado de forma compulsória na proporcionalidade dos seus mercados
realizados no ano anterior. O PROEOLICA, contudo, não foi capaz de viabilizar a
89
entrada emergencial de novos projetos eólicos, mas favoreceu a entrada de muitas
empresas internacionais que atuam na promoção das fontes renováveis, gerando assim a
necessidade da estruturação de uma legislação, de caráter duradouro, que venha efetivar
o desenvolvimento do mercado de energias renováveis no Brasil.
5.3. Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica
O PROINFA é um importante instrumento para a diversificação da matriz
energética nacional, garantindo maior confiabilidade e segurança ao abastecimento. O
Programa, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME), estabelece a
contratação de 3.300 MW de energia no Sistema Interligado Nacional (SIN), produzidos
por fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), sendo 1.100MW
de cada fonte.
Criado em 26 de abril de 2002, pela Lei nº 10.438, o PROINFA foi revisado pela
Lei nº 10.762, de 11 de novembro de 2003, que assegurou a participação de um maior
número de estados do Programa, o incentivo à indústria nacional e a exclusão dos
consumidores de baixa renda do pagamento do rateio da compra da nova energia. O
PROINFA conta com o suporte do BNDES, que criou um programa de apoio a
investimentos em fontes alternativas renováveis de energia elétrica. A linha de crédito
prevê financiamento de até 70% do investimento, excluindo apenas bens e serviços
importados e a aquisição de terrenos. Os investidores terão que garantir 30% do projeto
com capital próprio. As condições do financiamento serão TJLP mais 2% de spread
básico e até 1,5% de “spread” de risco ao ano, carência de seis meses após a entrada em
operação comercial, amortização por dez anos e não-pagamento de juros durante a
construção do empreendimento. A Eletrobrás, no contrato de compra de energia de
longo prazo, assegurará ao empreendedor uma receita mínima de 70% da energia
contratada durante o período de financiamento e proteção integral quanto aos riscos de
exposição do mercado de curto prazo. Os contratos terão duração de 20 anos e
envolverão projetos selecionados que devem entrar em operação até dezembro de 2006.
Com a implantação do PROINFA, estima-se que serão gerados 150 mil
empregos diretos e indiretos durante a construção e a operação dos empreendimentos.
Os investimentos previstos do setor privado são da ordem de R$ 8,6 bilhões. Uma das
exigências da Lei nº10. 762 é a obrigatoriedade de um índice mínimo de nacionalização
de 60% do custo total de construção dos projetos. O Brasil detém as tecnologias de
90
produção de maquinário para uso em PCHs e usinas de biomassa, que está avançando
na tecnologia eólica, com duas fábricas instaladas, uma no Sudeste e outra no Nordeste
do País.
Os critérios de regionalização, previstos na Lei nº 10.762, estabelecem um limite
de contratação por estados de 20% da potência total destinada às fontes eólicas e
biomassa e 15% para as PCHs, o que possibilitam a todos os estados que tenham
vocação e projetos aprovados e licenciados. A limitação, no entanto, é preliminar, já
que, caso não venha a ser contratada a totalidade dos 1.100 MW destinados a cada
tecnologia, o potencial não-contratado será distribuído entre os estados que possuírem
as licenças ambientais mais antigas. Para participarem do Programa, os
empreendimentos terão de ter licença prévia de instalação.
Em relação ao abastecimento de energia elétrica do país, o PROINFA será um
instrumento de complementaridade energética sazonal à energia hidráulica, responsável
por mais de 90% da geração do País. Na região Nordeste, a energia eólica servirá como
complemento ao abastecimento hidráulico, já que o período de chuvas é inverso ao
comportamento dos ventos. O mesmo ocorrerá com a biomassa nas regiões Sul e
Sudeste, onde a colheita de safras propícias à geração de energia elétrica (cana-de-
açúcar e arroz, por exemplo) ocorre em período diferente do chuvoso. A produção de
3,3 mil MW, a partir de fontes alternativas renováveis, dobrará a participação na matriz
de energia elétrica brasileira das fontes eólicas, biomassa e PCH, que atualmente
respondem por 3,1% do total produzido e, em 2006, podem chegar a 5,9%.
A entrada de novas fontes renováveis evitará a emissão de 2,5 milhões de
toneladas de gás carbônico/ano, ampliando as possibilidades de negócios com
Certificação de Redução de Emissão de Carbono, nos termos do protocolo de Kyoto. O
Programa também permitirá maior inserção do pequeno produtor de energia elétrica,
diversificando o número de agentes do setor. Geração de energia oriunda de fontes
limpas e renováveis. Nessa agenda, o Brasil ocupa posição destacada em função da sua
liderança nas principais frentes de negociação e da significativa participação das fontes
renováveis na sua matriz energética.
Na Conferência Mundial sobre Desenvolvimento Sustentável, realizada em 2002
em Joanesburgo, houve uma ênfase especial para as fontes renováveis. A delegação
brasileira levou a proposta de participação, em 2010, de 10% de fontes renováveis nas
matrizes energéticas dos países. As fontes renováveis foram restritas à biomassa
moderna, a pequenas centrais hidroelétricas, à geotérmica, à eólica, à solar e à energia
91
de marés. A proposta não foi aceita na Conferência, sendo rejeitada por países da OPEP
(Organização dos Países Exportadores de Petróleo) e pelos Estados Unidos. A União
Européia admitia um percentual maior, mas teriam de ser incluídas como renováveis as
grandes usinas hidroelétricas. O governo alemão se propôs organizar uma conferência
específica dois anos mais tarde para aprofundar os debates.
A Conferência Internacional sobre Energias Renováveis, reunindo 154
delegações de diferentes países, foi realizada no período de 1 a 4 de junho de 2004, em
Bonn, Alemanha. A conferência foi estruturada de forma a discutir assuntos
relacionados com políticas para o desenvolvimento de fontes renováveis de energia,
com opções de financiamento para essas fontes e com o reforço da capacitação humana
e institucional dos países. Anunciou-se a expectativa de investimentos globais na infra-
estrutura de oferta de energia, para os próximos 30 anos, de US$ 16 trilhões. Esse
volume permitiria que houvesse a possibilidade de orientar uma parcela maior de
investimentos para fontes renováveis de energia, no sentido de acelerar a transição do
sistema energético mundial para o desenvolvimento sustentável. Essa foi uma
reivindicação direcionada não somente aos governos, mas também aos órgãos
multilaterais de financiamento.
Apesar da desaceleração no ritmo de investimentos públicos em P&D, como foi
evidenciado na análise dos atos institucionais, o crescimento das fontes renováveis foi
bem superior ao das fontes convencionais. Segundo AIE (2000) as tecnologias eólicas
de maior eficiência já conseguiram ser competitivas, em termos de custo por kWh, com
as usinas termelétricas a gás natural em ciclo combinado ou usinas a carvão mineral.
Enquanto a primeira apresentou taxa de progresso técnico de 82% entre 1980 e 1995, as
usinas a gás natural e a carvão apresentam taxas de 96 e 97%, respectivamente. Ou seja,
conseguem reduzir apenas 3 e 4% de seus custos. A conclusão que se tira dessa análise
é que as fontes renováveis de energia necessitam obrigatoriamente de recursos públicos,
seja para pesquisa e desenvolvimento, seja para subsidiar os custos iniciais de produção.
Outra questão de grande interesse dos países em desenvolvimento refere-se à
geração de empregos. GOLDEMBERG (2004) fez um levantamento sobre a criação de
empregos na produção de combustíveis e na geração de eletricidade e constatou que as
fontes renováveis, exceto a hidroeletricidade, geram muito mais empregos diretos que
os combustíveis fósseis. No contexto em que as fontes renováveis não são competitivas,
com baixa participação no mercado, à justificativa para o desenvolvimento de energias
renováveis se baseia no seu caráter estratégico, pois há ainda muita desigualdade entre
92
as nações. Além disso, os recursos hoje utilizados são concentrados em poucas regiões,
são insuficientes para atender à demanda futura e o consumo dos recursos não-
renováveis pode trazer conseqüências desastrosas ao meio ambiente no longo prazo. A
questão se coloca no sentido de saber para quais tipos de fontes devem ser dirigidos os
maiores esforços.
A falta de motivação política para apoiar novas idéias no campo energético é um
dos pontos que podem bloquear o desenvolvimento das renováveis. A falta de uma
apropriada estrutura legal para apoiar o desenvolvimento das fontes renováveis é um
dos pontos que essa tese coloca como sendo o de maior fragilidade. Também, à garantia
de acesso à rede de distribuição, pois os custos de logística e conexão são muitos
elevados para pequenos produtores independentes, além do fato de o fornecimento ser,
em muitos casos, interruptível. Por outro lado, existe uma série de mecanismos legais de
apoio às fontes renováveis de energia, sendo utilizados por diversos países que quando
não adotados amplia-se barreiras para a penetração das mesmas. Os mais comuns são:
1. Fixação de Preços (Feed-in Arrangements) – Os geradores são garantidos por
contratos que fixam os preços das energias com fluxo contínuo de recebimentos, graças
a uma obrigação estipulada para o comercializador da energia. A Califórnia foi um dos
precursores a utilizar esse mecanismo nos anos 80 para a geração qualificada através do
PURPA (Public Utilities Regulatory Act), de 1978 (SAWIN, 2004). Sendo este o
sistema escolhido pela Alemanha e Espanha para incentivar a energia eólica e pelo
Brasil o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA).
2. Leilões de Energia (Tendering Arrangements) – É um processo competitivo com
base em chamadas públicas periódicas de apoio a uma quantidade predefinida de
energia renovável. A França e a Inglaterra utilizaram essa opção na promoção das
energias renováveis. Esses Países não tiveram muito sucesso com esse sistema, pois as
participações das fontes renováveis nos seus mercados eram muito incipientes. No caso
do Brasil, o Ministério de Minas e Energia vislumbra a utilização desse sistema em uma
próxima fase do PROINFA, caso a primeira fase tenha tido êxito. Com um parque
gerador já instalado, com indústrias nacionais produzindo equipamentos, os leilões
podem proporcionar maior competitividade entre as fontes e entre os produtores.
93
3. Participação Voluntária (Green Pricing Scheme) – Permite a participação
voluntária de consumidores dispostos a pagar um prêmio para apoiar a geração elétrica
proveniente de fontes renováveis.
4. Certificados Verdes (Tradable Renewable Energy Certificate – TREC) – A
comercialização de certificados pode ocorrer se houver uma demanda voluntária de
energia renovável ou se houver alguma imposição legal de governo. Os certificados
apresentam a vantagem de se poder produzir energia renovável em locais onde os custos
são menos elevados, sem necessidade de transferência física de energia.
A falta de financiamentos de longo prazo apropriados é um outro ponto de
entrave apontado. A aversão dos financiadores ao risco é grande, pois as energias
renováveis apresentam alto custo de produção, o mercado ainda não está bem
consolidado, a tecnologia muitas vezes não está difundida e a escala de produção é
reduzida. Por isso, torna-se importante superar algumas barreiras políticas e legais, de
forma que o financiador se sinta mais confortável em apoiar as fontes renováveis de
energia. Do ponto de vista do setor público, há pelo menos três modalidades de apoio:
recursos não-reembolsáveis, financiamentos a baixo custo e prestação de garantias. O
setor privado pode participar com capital de risco (venture capital), podendo se
consorciar com o capital público.
Combustíveis sólidos e líquidos de biomassa foi outra saída encontrada pelo
Brasil para enfrentar a crise energética dos anos 70. O principal programa naquela época
foi o Proálcool. Seu objetivo era substituir a gasolina utilizada em automóveis,
empregando tecnologia desenvolvida em território nacional. O crescimento do mercado
foi bastante significativo, principalmente após o segundo choque do petróleo. Em 1985,
as vendas de automóveis a álcool representaram 96% do mercado, mas, com a elevação
do preço do açúcar no mercado internacional, houve uma queda acentuada da produção
de álcool no fim dos anos 90, o que contribuiu para a redução da produção de veículos a
álcool, além do fato de os preços do petróleo ter caído a partir da segunda metade dos
anos 80.
Atualmente, o álcool é competitivo com a gasolina em vários estados da
federação, mas ainda é necessário quebrar algumas barreiras surgidas ao longo do
tempo, como a confiança do consumidor na segurança de abastecimento do
combustível. Isso tem sido um ponto-chave para tornar o álcool combustível uma
mercadoria que possa ser comercializada internacionalmente. O automóvel “power flex”
94
é opção bastante interessante, permitindo que o consumidor possa decidir sobre o
combustível economicamente mais vantajoso para ele, não ficando à mercê de decisões
dos produtores de álcool e açúcar.
O governo brasileiro tem incentivado outras fontes renováveis de energia que
não são, em sua maioria, competitivas nas atuais condições do mercado. Os exemplos
mais recentes de ações de promoção do aumento das fontes de energia renováveis na
matriz energética brasileira referem-se ao Programa de Produção e Uso do Biodiesel e
ao Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). O
Programa do Biodiesel tem como meta adição de 2% de biodiesel ao diesel. Isso
representa uma produção de cerca de 800 milhões de litros de biodiesel. Durante os três
primeiros anos, a adição é voluntária, pois a agroindústria não está preparada para
produzir tal volume de biodiesel no curto prazo. A partir de 2008, a adição de 2% será
obrigatória. Em oito anos, a obrigatoriedade passará para 5%.
A ANEEL recebeu a incumbência, através da Lei nº 10.438, de preparar um
plano de universalização do acesso à eletricidade, fixando um prazo para o
cumprimento de metas de atendimento de serviço de energia elétrica. No Programa Luz
para Todos, a Eletrobrás foi encarregada de gerir os recursos financeiros do programa
de universalização de acesso à energia elétrica do Ministério, cujo objetivo é levar
energia elétrica a 12 milhões de pessoas até 2008. O programa está orçado em R$ 7
bilhões, sendo R$ 5,3 bilhões provenientes da Conta de Desenvolvimento Energético
(CDE) e da Reserva Global de Reversão (RGR) e o restante dos governos estaduais e de
agentes do setor. Além da gestão dos recursos, a Eletrobrás é responsável por dar apoio
técnico às concessionárias estaduais de energia para a execução “Luz para Todos”. Em
sua primeira fase, o programa pretende levar energia elétrica a 1,4 milhões de famílias –
90% delas em áreas rurais – até o ano 2006. Em sistemas isolados, há um potencial não-
desprezível de penetração de fontes renováveis.
O BNDES vem contribuindo com vários programas de governo para a promoção
de fontes renováveis, para a substituição de petróleo e para a eficiência energética.
Além dos programas tradicionais citados, o BNDES contribuiu no processo de
substituição de óleo combustível por eletricidade em indústrias através do programa
Eletrotermia. Na década de 80, instituiu o Programa de Conservação do Meio Ambiente
(Conserve), em parceria com agências multilaterais de crédito, cujo objetivo era
estimular o controle da poluição em áreas urbanas, industriais e rurais. Tornaram-se
emblemáticos os casos de despoluição de Cubatão, SP, e o tratamento de efluentes na
95
suinocultura da Região Sul (BNDES, 2002). Em 2001, lançaram os programas para
pequenas centrais hidroelétricas (PCH-COM), de apoio à co-geração de energia elétrica
a partir de resíduos de biomassa, e para investimentos em fontes alternativas e em
eficiência energética.
A experiência do BNDES se voltou basicamente para projetos em
hidroeletricidade e biomassa de bagaço da cana-de-açúcar e, em menor proporção, de
resíduos de madeira. O Ministério de Minas e Energia escolheu um mecanismo
interessante para os produtores de energia, com a fixação de tarifas (feed-in tariffs) por
um prazo de 20 anos. Dentro de um contexto institucional mais estável, no qual algumas
barreiras políticas e legais já foram superadas, o BNDES pôde oferecer recursos em
condições bastante favoráveis em relação aos financiamentos tradicionais. Com relação
ao Programa de Biodiesel, o BNDES participou de etapas preliminares, como o
planejamento e a concepção do programa. O Banco foi convidado pelo ministério a
integrar o Grupo Gestor no início de 2004.
O Programa de Produção e Uso do Biodiesel foi lançado em dezembro de 2004,
juntamente com uma linha de financiamento do BNDES que pode chegar a 90% do
investimento em projetos com selo social e a 80% em projetos sem selo. O BNDES
também incentiva a aquisição de máquinas e equipamentos homologados pelos
fabricantes, para utilizar no mínimo 20% de biodiesel, aumentando em até 25% o prazo
do financiamento. A análise sobre o desenvolvimento de fontes renováveis mostra que
elas são fundamentais para o crescimento sustentável não só por questões ambientais,
mas também por motivos econômicos, sociais e tecnológicos.
Entretanto, para atrair interessados em investir na produção de fontes
renováveis, não basta oferecer incentivos fiscais e financeiros; é necessário, em
primeiro lugar, desenvolver um arcabouço institucional no Brasil no sentido de remover
algumas barreiras apontadas neste trabalho. Também, não obstante só oferecer
financiamento a uma determinada tecnologia se há muitos obstáculos em outras esferas.
Enquanto as tecnologias se encontrarem em um estágio pequeno de
desenvolvimento, com custos elevados e pequena participação no mercado, é necessário
que se tenha um aparato legal, regulatório e institucional sólido, de forma a reduzir os
riscos para os financiadores.
Além de todos esses pontos levantados, deve-se ter em mente uma mudança no
contexto internacional, com o aumento do preço do petróleo e a ratificação do Protocolo
de Quioto. Em 2004, o álcool brasileiro conseguiu entrar diretamente nos Estados
96
Unidos sem precisar passar pelo Caribe, região que possui cota de até 7% do mercado
norte-americano e que não sofre a taxação prevista para o álcool. Apesar de o mercado
mundial de biocombustíveis ser ainda muito pequeno, ele deve apresentar crescimento
rápido até 2008, quando se inicia o primeiro período de obrigações de reduções de gases
de efeito-estufa, conforme o Protocolo de Quioto. Entretanto, o Brasil não tem a infra-
estrutura de logística adequada para a exportação de biocombustíveis em grandes
volumes.
O grande exemplo foi à tomada de decisão do estado do Ceará, que deveria ser
seguidos por outros estados em busca de uma matriz energética diversificada, quando da
criação de uma instituição – CENEA, voltada à articulação de negócios e pesquisas na
área de energias alternativas. A instituição é uma organização social desenvolvida em
parceria entre o Governo do Estado, por meio das secretarias da Infra-Estrutura, Ciência
e Tecnologia e Planejamento, a Universidade Federal do Ceará (UFC) e a Federação das
Indústrias do Estado do Ceará (FIEC). O CENEA pretende atrair investimentos para o
Estado, rico em fontes alternativas provenientes do vento, do sol e da biomassa, além de
promover o desenvolvimento dessas formas de energia em todo o País.
O potencial eólico cearense é de 25 mil MW no continente, e outros 10,5 mil
MW no mar (off-shore), que estão em fase de avaliação. Segundo o Ministério de Minas
e Energia, os recursos a serem investidos nestas fontes alternativas de energia devem
gerar no estado, somente no segmento de energia eólica, cerca de 20 mil novos
empregos diretos e indiretos, através da implantação de fábricas de pás, aerogeradores e
torres, bem como das cadeias de serviço necessárias à instalação e operação dos
próprios parques. Além dos parques eólicos atualmente em funcionamento (Prainha –
10 MW, Taíba – 5 MW e Mucuripe – 2,4 MW), o Governo Estadual construirá dois
parques de sua propriedade, de 30 MW cada um (Paracuru e Camocim), cuja operação
deve ser iniciada em 2007. No total, considerando o PROINFA, os parques próprios do
estado e os que já estão operando, a matriz energética do Ceará contará com 578 MW
da chamada “energia verde”.
O lançamento do CENEA ocorre também num momento em que o mundo se
volta, de forma definitiva, para a utilização de energias alternativas como forma de
reverter o processo de aquecimento global provocado pelo lançamento de dióxido de
carbono na atmosfera. Com a assinatura do protocolo de Quioto pela Rússia, ele passou
a ter validade efetiva, e a sua implementação significa o repasse crescente de recursos
97
pelas sociedades desenvolvidas para as economias em desenvolvimento, para aplicação
e viabilização de projetos de tecnologias limpas (www.ceara.gov.br, 2006).
Finalizando, pode-se definir que a regra básica para o setor elétrico sustentável é
que dentro das reformas garanta que a indústria de eletricidade, além de ser competitiva,
seja também capaz de atender a objetivos sociais, de proteção ambiental e assegurar
investimentos que promovam avanços tecnológicos para a sustentabilidade e uma maior
diversidade da matriz energética.
98
Capítulo VI
______________________________________________________________________
6. Resultados e Discussão (2
o
parte)
6.1. Regionalização do potencial eólico do estado do Ceará a 10 m de altura
Com vistas ao objetivo deste trabalho em contribuir para a identificação da
potencialidade para pequenos projetos eólicos e diante da perspectiva dele ser utilizado
por pesquisadores e planejadores das políticas públicas voltadas para a questão da
energia, em especial a energia renovável, a seguir são apresentadas às descrições sobre a
potencialidade eólica do estado do Ceará a partir dos dados de PCDs a 10 m de altura.
Nas subseções seguintes é apresentados uma análise da velocidade média do vento a
direção prevalecente (VDPrev), velocidade do vento na direção predominante
(VDPred), freqüência relativa associada à direção predominante (FR) e o potencial
eólico (POT) das sete mesorregiões do estado do Ceará.
Mesorregião Sul Cearense: como visto na descrição geográfica da área de estudo, essa
mesorregião é composta pelas estações de Assaré, Jati, Santana do Cariri e Missão
Velha.
Na estação de Assaré, o mês de outubro destacou-se com uma velocidade média
na direção prevalecente (VDPrev) de 2,9 m/s, enquanto que a média anual foi de 2,16
m/s. A velocidade do vento na direção predominante (VDPred) foi maior no mês de
novembro, com 3,64 m/s, e apresentou média anual de 2,54 m/s. As condições de vento
não permitem grande aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe < 1 (Quadro3.
2). A
direção predominante foi de Nordeste (DP2) com uma média de ocorrência em
torno de 43% durante o período de estudo. O potencial eólico acumulado do período
estudado foi de 163,752 W/m²; se considerado o período úmido, entre janeiro e junho na
região, a média foi de 8,33 W/m², enquanto que no período seco, entre julho e
dezembro, foi de 18,96 W/m². Portanto, os períodos úmido e seco representaram 31% e
69%, respectivamente, do total do potencial acumulado. O ganho de potência do
99
período seco em relação ao úmido foi de 127,6%. Todas essas considerações são
sumarizadas na Tabela 6.1.
Tabela 6.1. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação Assaré.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,00 2 2,61 2,22 3,09 38 7,95
Fevereiro 1,80 2 2,39 1,96 2,90 37 7,24
Março 1,60 2 2,07 1,71 2,30 42 4,87
Abril 1,60 2 1,72 1,55 2,39 28 4,20
Maio 1,80 4 2,13 1,62 2,91 31 7,96
Junho 2,00 4 1,82 2,21 3,62 53 17,71
Julho 2,10 4 1,60 2,20 3,91 45 18,88
Agosto 2,40 4 2,68 2,83 4,16 54 23,48
Setembro 2,80 4 3,11 2,94 4,15 53 22,29
Outubro 2,90 2 3,51 3,19 4,19 35 14,84
Novembro 2,60 2 3,64 3,06 4,21 52 22,44
Dezembro 2,30 2 3,16 2,73 3,58 42 11,84
Média 2,16 DP2 2,54 2,35 3,45 43 13,64
Soma - - - - - - 163,75
Para a estação de Jati, o mês de outubro teve a maior VDPrev com 3,8 m/s,
enquanto a velocidade média anual foi de 2,81 m/s. Já a maior VDPred foi detectada no
mês de agosto com 5,16 m/s e apresentou média anual de 4,12 m/s. Essa condição de
vento permite aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe 1, resultando
numa densidade de potência de 100 W/m². A direção predominante foi de Sudeste
(DP4) com uma média de ocorrência em torno de 44% durante o período estudado. O
potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de 269,99 W/m², e
considerando o período úmido, entre janeiro e junho na região, a média foi de 14,596
W/m²; enquanto que no período seco, entre julho e dezembro, foi de 30,402 W/m²,
100
representando no período úmido 32% e no período seco 68% do total do potencial
eólico (Tabela 6.2) O ganho representativo do período seco para úmido da potência foi
de 108,29%
.
Tabela 6.2. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Jati.
Mês VDPrev
(m/s)
DPv VDPred
(m/s)
A B FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,60 4 3,93 2,49 3,70 43 13,98
Fevereiro 2,50 4 3,22 2,38 3,13 25 5,20
Março 2,20 2 2,68 2,31 2,68 21 2,80
Abril 2,10 4 3,57 2,17 3,35 47 12,64
Maio 2,30 4 4,27 2,25 4,04 44 20,26
Junho 2,90 5 4,75 3,12 4,74 53 32,66
Julho 2,80 5 5,00 3,20 5,05 63 46,27
Agosto 3,20 5 5,16 3,94 5,38 54 45,11
Setembro 3,50 4 4,96 3,58 5,20 54 41,73
Outubro 3,80 4 4,36 3,28 4,49 49 24,95
Novembro 3,10 4 3,98 3,04 4,15 35 14,60
Dezembro 2,70 4 3,62 2,78 3,60 34 9,73
Média 2,81 DP4 4,12 2,88 4,13 44 22,50
Soma - - - - - - 269,99
A estação de Santana de Cariri teve VDPrev máxima no mês de setembro, com
2,4 m/s, e a média anual foi de 1,82 m/s. A maior VDPred foi detectada no mês de
julho, com 3,74 m/s e a média anual foi de 2,40 m/s (Tabela 6.3). Essa condição de
vento não permite aproveitamento eólico de acordo com o sistema de classificação de
velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe < 1. A direção predominante
foi de Sul (DP5) com uma média de ocorrência em torno de 44% durante o período
estudado. O potencial eólico total acumulado foi de 105,25 W/m²; e considerando o
período úmido, entre janeiro e junho na região, a média do se situou em 4,88 W/m²,
enquanto que no período seco, entre julho e dezembro, foi de 12,66 W/m²,
representando, assim, para o período úmido 28% e para o período seco 72% do total da
101
potencial. O ganho representativo do período seco para úmido da potência foi de
158,89%. Todas essas considerações são sumarizadas na Tabela 6.3.
Tabela 6.3. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Santana de Cariri.
Mês VDPrev
(m/s)
DPv VDPred
(m/s)
A B FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,70 5 2,01 1,70 2,26 27 2,99
Fevereiro 1,40 5 1,09 1,56 1,65 21 1,05
Março 1,20 2 1,11 1,53 1,48 21 0,77
Abril 1,60 5 1,75 1,65 1,92 27 1,88
Maio 1,70 5 2,47 1,69 2,68 46 8,51
Junho 1,90 5 2,88 2,19 3,29 55 14,09
Julho 2,00 5 3,74 2,22 3,85 64 25,53
Agosto 2,20 5 3,72 2,90 4,00 61 23,08
Setembro 2,40 5 3,45 2,80 3,65 52 15,27
Outubro 2,10 5 2,62 2,31 3,08 29 5,79
Novembro 1,90 2 2,08 1,97 2,68 24 3,62
Dezembro 1,70 3 1,89 1,82 2,31 24 2,62
Média 1,82 DP5 2,40 2,03 2,74 38 8,77
Soma - - - - - - 105,25
A estação de Missão Velha apresentou a máxima VDPrev no mês de setembro,
com 2,61 m/s e média anual de 2,18 m/s. A maior VDPred foi detectada no mês de
julho, com valor de 4,02 m/s e média anual de 2,74 m/s. Essa condição de vento não
permite aproveitamento eólico de acordo com a classificação de velocidade de ventos e
potência, pois ela se situou na classe < 1 (Quadro 3.2). A direção predominante foi de
Sul (DP5), com uma média de ocorrência em torno de 22% durante o período estudado.
O potencial eólico total acumulado encontrado foi de 85,51 W/m², e considerando o
período úmido, entre janeiro e junho na região, a média foi de 3,27 W/m², enquanto que
no período seco, entre julho e dezembro, foi de 10,98 W/m². Portanto, os períodos
úmido e seco representaram 23% e 77%, respectivamente do total do potencial. Por
outro lado, o ganho representativo do período seco para úmido da potência foi de
235,78% (Tabela 6.4).
102
Tabela 6.4. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Missão Velha.
Mês VDPrev
(m/s)
DPv VDPred
(m/s)
A B FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,86 4 1,94 3,42 2,16 11 0,61
Fevereiro 2,06 3 2,03 2,64 2,28 1 0,72
Março 1,91 6 1,81 2,36 2,03 0,9 0,54
Abril 1,76 6 1,58 2,08 3,06 0,7 0,29
Maio 1,98 4 2,99 2,73 3,35 25 5,69
Junho 2,11 5 3,26 2,96 3,64 42 11,77
Julho 2,28 5 4,02 3,45 4,47 48 23,51
Agosto 2,36 5 3,89 3,68 4,31 49 21,20
Setembro 2,61 5 3,68 3,21 4,11 41 16,03
Outubro 2,46 4 3,18 2,86 3,56 14 3,73
Novembro 2,58 2 2,36 2,04 2,66 0,4 0,56
Dezembro 2,26 3 2,12 1,86 2,40 0,7 0,80
Média 2,18 DP5 2,74 2,77 3,06 22 7,12
Soma - - - - - - 85,51
Com base nos dados de velocidade horária média das PCDs medidas a 10 m de
altura, a avaliação do comportamento do vento e do seu potencial eólico na mesorregião
Sul Cearense revela o seguinte (i) um pequeno espalhamento na rosa-dos-ventos,
praticamente unidirecional, de Leste para sul; (ii) persistência da direção do vento flui
em boa parte do tempo na mesma direção; (iii) Foi detectado que do período úmido para
o seco a variação é maior do que 100% do total da potência do período, sendo essa
condição evidenciada no Atlas Eólico do Ceará; (iv) as diferenças da potência entre as
estações não chegaram a ser expressivas; (v) entende-se que no cômputo da potência, a
variação e os valores dos parâmetros de forma e escala de Weibull não apresentaram
oscilações significativas; (vi) dentre as estações estudadas aquela que apresentou a
menor potência eólica foi Missão Velha, enquanto a estação de Jati foi o que registrou a
maior potência eólica; e (vii) em termos gerais, essas áreas conservam um ciclo
semestral bem definido, como também, as variações de máximas estão entre junho a
setembro e as de mínimas entre fevereiro a abril.
103
Mesorregião Norte Cearense: Essa mesorregião é composta pelas estações de
Amontada, Aratuba, Beberibe, Pentecoste e São Gonçalo.
Na estação de Amontada o mês de setembro destacou-se com a maior VDPrev,
com valor de 5,44 m/s, enquanto a velocidade média anual foi de 3,76 m/s. A máxima
VDPred foi também ao mês de setembro, com 6,87 m/s e média anual de 5,29 m/s. Essa
condição de vento permite um grande aproveitamento eólico se levado em consideração
o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe 2
(Quadro 3.2). A direção predominante foi de Leste (DP3) com média de ocorrência de
62% durante o período estudado. O total acumulado do potencial eólico foi de 853,17
W/m²; e considerando o período úmido, entre janeiro e junho na região, a média foi de
40,67 W/m², enquanto que no período seco, entre julho e dezembro, foi de 101,52
W/m². Portanto, os períodos úmido e seco representaram, respectivamente, 29% e 71%
do total do potencial. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é
de 149,79% (Figura 6.5).
Tabela 6.5. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Amontada.
Mês VDPrev
(m/s)
DPv
VDPpred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,95 3 5,28 4,47 5,91 66 70,94
Fevereiro 3,13 3 4,89 4,31 5,37 76 61,53
Março 2,59 3 4,75 3,90 5,24 52 39,90
Abril 3,16 3 3,97 4,93 4,49 42 19,67
Maio 2,88 3 4,36 4,20 4,87 47 28,51
Junho 3,02 3 4,16 4,56 4,68 44 23,47
Julho 3,74 3 4,94 4,55 5,47 58 49,35
Agosto 4,46 3 5,71 4,54 6,26 73 93,05
Setembro 5,44 3 6,87 7,15 7,34 58 117,23
Outubro 5,12 3 6,60 5,82 7,23 67 129,56
Novembro 4,99 3 6,21 5,29 6,83 73 119,17
Dezembro 3,66 3 5,72 5,72 6,19 83 100,74
Média 3,76 DP3 5,29 4,95 5,82 62 71,09
Soma - - - - - - 853,16
104
Para a estação de Aratuba os meses de outubro e novembro apresentaram as
maiores VDPrev, com valores iguais de 2,8 m/s, enquanto a média anual foi de 2,38
m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de outubro com 2,92 m/s, e a média anual
foi de 2,54 m/s. Essa condição de vento não permite aproveitamento eólico, se levado
em consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se
situou na classe <1. A direção predominante foi de Sudeste (DP4) com uma média de
ocorrência em torno de 73% durante o período estudado. O potencial eólico total
acumulado encontrado foi de 95,52 W/m², e considerando o período úmido, entre
janeiro e junho na região, a média foi de 7,54 W/m², enquanto que no período seco,
entre julho e dezembro, ela foi de 8,37 W/m². Esses valores representam para o período
úmido 47% e para o período seco 53% do total do potencial eólico. O ganho
representativo do período seco para úmido da potência foi de 11%. Todas essas
considerações são sumarizadas na Tabela 6.6.
Tabela 6.6. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Aratuba.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
V Dpred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,10 4 2,45 3,73 2,84 74 9,29
Fevereiro 2,00 4 2,36 4,33 2,53 79 6,78
Março 2,60 4 2,55 6,45 2,73 92 9,71
Abril 2,10 4 2,26 3,98 2,41 63 4,79
Maio 2,20 4 2,38 3,77 2,59 71 6,67
Junho 2,30 4 2,43 3,96 2,63 82 8,00
Julho 2,00 4 2,37 3,87 2,58 81 7,54
Agosto 2,60 4 2,55 4,39 2,81 68 8,05
Setembro 2,70 4 2,80 4,33 3,01 66 9,51
Outubro 2,80 4 2,92 4,80 3,28 66 12,28
Novembro 2,80 4 2,83 3,21 2,30 61 5,72
Dezembro 2,40 4 2,56 4,95 2,75 65 7,10
Média 2,38 DP4 2,54 4,31 3,54 73 7,96
Soma - - - - - - 95,52
105
Na estação de Beberibe, o mês de setembro teve a máxima VDPrev, com de 3,73
m/s, e a média anual foi de 2,61 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de
outubro, com 5,61 m/s, e a média anual foi de 4,66 m/s. Essa condição de vento permite
aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de classificação de
velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe 1. A direção predominante foi
de Leste (DP3) com uma média de ocorrência em torno de 47% durante o período
estudado. O potencial eólico total acumulado encontrado foi de 530,31 W/m², e
considerando o período úmido, entre janeiro e junho, a média foi de 28,98 W/m²,
enquanto que no período seco, entre julho e dezembro, ela foi de 59,41 W/m²,
representando para o período úmido 33% e para o período seco 67% do total do
potencial eólico. O ganho representativo do período seco para úmido da potência foi de
105,00% (Figura 6.7).
Tabela 6.7. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Beberibe.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,43 3 4,52 2,31 5,09 44 39,01
Fevereiro 2,30 3 4,61 2,40 5,18 46 41,79
Março 2,34 2 4,46 2,22 5,03 31 27,34
Abril 2,01 3 3,94 2,35 5,22 42 24,17
Maio 2,40 3 3,83 2,42 4,30 33 17,05
Junho 2,34 3 4,04 2,48 4,54 41 24,49
Julho 2,35 3 4,26 2,55 4,78 48 32,90
Agosto 2,40 3 4,71 3,36 5,25 52 41,69
Setembro 3,73 3 5,49 4,02 6,06 58 68,34
Outubro 3,72 3 5,61 3,61 6,22 66 86,18
Novembro 2,60 3 5,51 3,04 6,16 57 76,45
Dezembro 2,65 3 4,97 2,99 5,57 51 50,84
Média 2,61 DP3 4,66 2,81 5,22 47 44,19
Soma - - - - - - 530,31
106
Para a estação de Pentecoste, o mês de fevereiro destacou-se com a máxima
VDPrev de 3,48 m/s, e a média anual foi de 2,56 m/s. A máxima VDPred foi detectada
no mês de outubro, com 5,01 m/s e a média anual foi de 3,69 m/s. Essa condição de
vento também não permite aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema
de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe < 1; porém,
como a velocidade média se situa acima de 3 m/s, essa região pode ter aproveitamento
eólico para pequenos projetos eólicos. A direção predominante foi de Noroeste (DP8)
com uma média de ocorrência em torno de 24% durante o período estudado. O potencial
eólico total acumulado encontrado foi de 194,85 W/m², e considerando o período
úmido, a média foi de 9,25 W/m², enquanto que no período seco a média foi de 23,23
W/m², representando no período úmido 28% e no período seco 72% do total do
potencial eólico. O ganho representativo do período seco para úmido da potência foi de
151,14% (Tabela 6.8).
Tabela 6.8. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Pentecoste.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,84 8 4,99 3,21 5,50 35 32,63
Fevereiro 3,48 1 4,70 3,15 5,25 15 12,23
Março 2,75 4 2,78 2,75 3,11 1 1,81
Abril 2,01 4 0,87 2,36 4,07 0,4 0,02
Maio 2,06 4 1,25 1,63 1,40 0,2 0,05
Junho 2,64 8 3,44 1,99 3,78 21 8,71
Julho 1,81 7 3,17 2,03 3,48 28 8,90
Agosto 2,19 8 3,98 3,14 4,42 42 20,54
Setembro 2,31 7 4,62 3,31 5,08 3 21,88
Outubro 3,35 8 5,01 3,80 5,52 39 35,06
Novembro 2,61 8 4,73 3,14 5,14 35 26,86
Dezembro 2,62 8 4,71 3,14 5,14 34 26,10
Média 2,56 DP8 3,69 2,80 4,07 24 16,20
Soma - - - - - - 194,45
107
Para a estação de São Gonçalo, o mês de outubro teve a máxima VDPrev, com
5,4 m/s, enquanto a média anual foi de 3,56 m/s. Por outro lado, a máxima VDPred foi
também no mês de outubro, com 5,32 m/s e a média anual foi de 3,55 m/s. Os valores
registrados de VDPrev e VDPred foram muito próximos. Essa condição de vento
permite aproveitamento eólico, pois se situou na classe <1; porém, como a velocidade
média se situa acima de 3 m/s, essa região pode ter aproveitamento eólico para
pequenos projetos eólicos. A direção predominante foi de Sudoeste (DP6) com uma
média de ocorrência em torno de 34% durante o período estudado. O potencial eólico
acumulado no período estudado foi de 259,35 W/m², e considerando o período úmido na
região, a média foi de 11,41 W/m², enquanto que no período seco foi de 31,77 W/m²,
representando no período úmido 27% e no período seco 73% do total do potencial
eólico. O ganho representativo do período seco para úmido da potência foi de 177,22%
(Tabela 6.9).
Tabela 6.9. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de São Gonçalo.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,00 6 3,98 1,84 4,14 35 21,08
Fevereiro 2,70 6 3,95 1,82 3,70 39 17,25
Março 2,30 6 3,34 1,72 3,31 35 12,03
Abril 2,40 6 2,89 1,96 2,94 34 6,97
Maio 2,70 4 1,64 1,90 2,98 29 6,30
Junho 2,40 4 1,91 2,15 2,91 28 5,08
Julho 2,80 4 1,97 2,47 3,67 33 10,71
Agosto 3,80 3 2,31 2,88 4,94 40 28,92
Setembro 5,30 3 5,12 3,31 5,79 32 35,11
Outubro 5,40 3 5,32 3,53 6,07 39 48,96
Novembro 5,20 3 5,25 2,92 5,70 4 43,59
Dezembro 4,70 6 4,88 2,62 5,37 24 23,28
Média 3,56 DP6 3,55 2,43 4,29 34 21,61
Soma - - - - - - 259,35
108
Com base no comportamento do vento e no potencial eólico resultante na
mesorregião Norte Cearense observou-se o seguinte: (i) um grande espalhamento na
rosa-dos-ventos, praticamente bidirecional de Leste para Sudeste e Sudoeste para
Noroeste; (ii) a persistência da direção do vento flui de maneira oposta; (iii) também foi
detectado que no período seco a variação é de mais de 100% do total sobre a potência
do período úmido; (iv) as diferenças da potência entre as estações como pode ser
observado não chegaram a ser expressivas; (v) no cômputo da potência a variação e os
valores dos parâmetros de forma e escala de Weibull não apresentaram oscilações
significativas; (vii) dentre as estações estudadas aquela que apresentou a menor potência
eólica foi Aratuba. Por sua vez, a estação de Amontada foi o que registrou a maior
potência eólica; e (viii) as áreas conservam um ciclo semestral bem definido, como
também, as variações de máximas estão entre setembro a outubro e as de mínimas entre
fevereiro a maio.
A Mesorregião do Centro-Sul Cearense: essa área de estudo é composta pelas
estações de Cedro, Icó, Iguatu e Lavras de Mangabeira.
Na estação de Cedro o mês de setembro foi aquele que apresentou a máxima
VDPrev, com 2,2 m/s, enquanto a média anual foi de 1,79 m/s. Por outro lado, a
máxima VDPred foi detectada no mês de dezembro, com 2,57 m/s, e a média anual foi
de 1,76 m/s. Essa condição de vento não permite um aproveitamento eólico, pois se
situou na classe < 1. A direção predominante foi de Nordeste (DP2) com uma média de
ocorrência em torno de 44% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado
no período estudado encontrado foi de 125,09 W/m², e considerando o período úmido
na região, a média foi de 5,52 W/m², enquanto que no período seco foi de 15,32 W/m²,
representando no período úmido 26% e no período seco 74% do total do potencial
eólico. O ganho representativo do período seco para úmido da potência foi de 177,54%.
Todas essas considerações são sumarizadas na Tabela 6.10.
109
Tabela 6.10. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Cedro.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,90 2 2,36 1,71 2,57 36 5,73
Fevereiro 1,70 4 1,85 1,68 2,34 28 3,56
Março 1,80 2 1,82 1,58 2,18 33 3,66
Abril 1,30 4 1,14 1,59 1,88 31 2,20
Maio 1,60 4 1,32 1,96 2,63 42 6,15
Junho 1,70 5 0,78 2,27 3,19 53 11,80
Julho 1,70 5 0,89 1,76 3,48 67 25,43
Agosto 1,70 5 1,80 2,09 3,83 70 29,36
Setembro 2,20 5 1,79 2,60 3,53 67 18,49
Outubro 2,00 2 2,44 1,95 2,85 29 5,45
Novembro 1,90 2 2,34 1,77 2,78 34 6,57
Dezembro 2,00 2 2,57 1,89 2,73 39 6,62
Média 1,79 DP2 1,76 1,90 2,83 44 10,42
Soma - - - - - - 125,09
Para a estação de Icó, o mês de agosto apresentou valores máximos VDPrev de
2,00 m/s, e a média anual foi de 1,82 m/s. Por outro lado, a máxima VDPred foi
detectada no mês de novembro, com 2,89 m/s, e a média anual foi de 2,32 m/s. Essa
condição de vento não permite aproveitamento eólico se levado em consideração o
sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe <1.
A direção predominante foi de Nordeste (DP2), com uma média de ocorrência em torno
de 34% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado
encontrado foi de 51,86 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi
de 2,72 W/m², enquanto que no período seco foi de 5,93 W/m², representando no
período úmido 31% e no período seco 69% do total do potencial eólica. O ganho
representativo do período seco para úmido da potência foi de 118,00% (Tabela 6.11).
110
Tabela 6.11. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Icó.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,90 2 2,85 2,15 2,62 39 5,09
Fevereiro 1,80 2 2,48 1,96 2,43 27 3,09
Março 1,80 2 2,31 1,98 2,15 23 1,80
Abril 1,60 6 1,79 2,15 1,92 28 1,47
Maio 1,70 6 1,59 2,08 2,09 26 1,77
Junho 1,80 5 1,93 2,34 2,52 28 3,06
Julho 1,90 5 1,60 2,35 2,98 45 8,06
Agosto 2,00 5 2,35 2,67 3,00 35 5,89
Setembro 1,90 4 2,36 2,45 2,63 36 4,32
Outubro 1,80 2 2,87 2,12 2,70 31 4,43
Novembro 1,80 2 2,89 2,18 2,77 42 6,42
Dezembro 1,90 2 2,86 2,18 2,72 44 6,41
Média 1,82 DP2 2,32 2,22 2,54 34 4,32
Soma - - - - - - 51,86
Na estação de Iguatu, o mês de novembro apresentou a máxima VDPrev, com
3,57 m/s, enquanto a média anual foi de 2,11 m/s. A máxima VDPred foi detectada no
mês de agosto, com 3,64 m/s e a média anual foi de 2,69 m/s. Essa condição de vento
não permite aproveitamento eólico, pois se situou na classe < 1. A direção predominante
foi de Sudeste (DP4) com média de ocorrência em torno de 26% durante o período
estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de 76,21
W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 4,17 W/m², enquanto
que no período seco foi de 8,52 W/m², representando para o período úmido 33% e para
o período seco 67% do total do potencial eólico. O ganho representativo do período
seco para úmido da potência foi de 104,32% (Tabela 6.12).
111
Tabela 6.12. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Iguatu.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,15 6 2,05 1,60 2,26 1 1,19
Fevereiro 1,95 8 2,05 1,62 2,30 0,6 0,74
Março 1,95 8 2,05 1,62 2,30 0,6 0,74
Abril 1,35 4 2,25 2,24 2,54 45 5,09
Maio 1,42 4 2,64 2,12 2,97 48 5,42
Junho 1,51 4 2,91 2,25 3,28 49 11,86
Julho 1,84 5 3,38 2,34 3,81 39 14,32
Agosto 2,12 4 3,64 3,01 4,07 49 19,00
Setembro 2,06 4 3,43 2,78 3,84 41 13,88
Outubro 2,82 1 3,14 2,84 3,52 0,5 1,29
Novembro 3,57 1 2,39 2,07 2,70 0,4 0,58
Dezembro 2,59 6 2,45 2,14 2,76 14 2,10
Média 2,11 DP4 2,69 2,22 3,03 26 6,35
Soma - - - - - - 76,21
Para a estação de Lavras de Mangabeira, os meses de agosto e outubro
destacaram-se com os mesmos valores de VDPrev (2,8 m/s), e a média anual foi de 2,44
m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de outubro, com 3,36 m/s e a média anual
foi de 2,92 m/s. Essa condição de vento não permite aproveitamento eólico, pois se
situou na classe <1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com uma média de
ocorrência em torno de 38% durante o período estudado. O potencial eólico encontrado
foi de 156,26 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 5,88
W/m², enquanto que no período seco foi de 20,16 W/m², representando no período
úmido 23% e no período seco 77% do total do potencial. Por outro lado, o ganho
representativo do período seco para úmido da potência foi de 242,86%. Todas essas
considerações são sumarizadas na Tabela 6.13.
112
Tabela 6.13. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Lavras de Mangabeira.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,20 3 2,72 2,46 2,74 23 3,06
Fevereiro 2,10 3 2,93 2,20 2,64 24 3,16
Março 2,10 2 2,80 2,48 2,54 23 2,42
Abril 1,80 4 2,36 2,90 2,26 20 1,40
Maio 2,20 5 2,69 2,51 3,17 42 8,75
Junho 2,60 5 2,66 2,83 3,76 51 16,46
Julho 2,70 5 2,36 2,66 4,64 67 41,53
Agosto 2,80 5 3,20 3,12 4,68 63 37,19
Setembro 3,00 5 3,32 3,22 4,14 46 18,54
Outubro 2,80 3 3,36 2,91 3,59 32 8,99
Novembro 2,70 3 3,49 2,88 3,53 35 9,36
Dezembro 2,30 3 3,14 2,53 3,02 30 5,34
Média 2,44 DP3 2,92 2,72 3,39 38 13,02
Soma - - - - - - 156,26
A avaliação do comportamento do vento e a análise do potencial resultante
revelam o seguinte para a mesorregião do Centro-Sul Cearense: (i) um pequeno
espalhamento na rosa-dos-ventos, praticamente unidirecional: de Leste para Sudeste; (ii)
foi detectado que no período seco a variação é de mais de 100% do total sobre a
potência do período úmido; (iii) nas estações pode ser observado um dualismo extremo
entre duas estações em termos de expressividade no potencial; (iv) a mesorregião
apresenta poucas condições com base nos dados das estações disponíveis para
aproveitamento em pequenos projetos eólicos, pois predominou em todas as estações a
velocidade inferior a 3 m/s; (v) no cômputo da potência a variação e os valores dos
parâmetros de forma e escala de Weibull não apresentaram oscilações significativas;
(vi) dentre as estações estudadas aquela que apresentou a menor potência eólica foi Icó.
Por sua vez, a estação de Lavras de Mangabeira foi a que registrou a maior potência
eólica; e (vii) essas áreas conservam um ciclo semestral bem definido, como também, as
variações de máximas estão entre julho a agosto e as de mínimas entre fevereiro a maio.
113
A Mesorregião Metropolitana de Fortaleza: essa área de estudo é composta pelas
estações de Aquiraz, Caucaia, Fortaleza, Maranguape e Pacajus.
Na estação de Aquiraz, o mês de outubro destacou-se com a máxima VDPrev de
4,2 m/s, e a média anual foi de 3,18 m/s. Por outro lado, a máxima VDPred foi
detectada no mês de setembro, com 4,43 m/s, e a média anual foi de 3,49 m/s. Essa
condição de vento não permite um grande aproveitamento eólico, pois se situou na
classe < 1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com média de ocorrência de 26%
durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado
encontrado foi de 114,67 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi
de 6,65 W/m², enquanto que no período seco foi de 12,46 W/m², representando no
período úmido 35% e no período seco 65% do total do potencial eólico. Essa região
apresenta bom potencial com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos,
pois os ventos são da ordem de 3 m/s. O ganho representativo do período seco para
úmido da potência é de 87% (Tabela 6.14).
Tabela 6.14. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Aquiraz.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,80 3 3,48 1,79 3,25 22 6,82
Fevereiro 2,80 3 3,04 1,85 3,16 23 6,20
Março 2,50 3 3,07 1,63 2,94 30 7,70
Abril 2,50 3 2,88 1,47 2,82 25 6,88
Maio 2,60 3 3,02 1,85 2,96 30 6,76
Junho 2,60 4 3,13 1,98 2,99 26 5,53
Julho 2,90 4 2,95 2,12 3,34 25 6,86
Agosto 3,70 3 3,79 2,57 4,15 30 13,76
Setembro 4,10 3 4,43 2,74 4,61 20 12,39
Outubro 4,20 5 3,87 2,83 4,79 22 14,46
Novembro 4,00 5 4,36 2,22 4,40 22 13,20
Dezembro 3,50 3 3,91 2,27 4,02 31 14,06
Média 3,18 DP3 3,49 2,11 3,62 26 9,56
Soma - - - - - - 114,67
114
Em relação à estação de Caucaia, o mês de outubro apresentou VDPrev máxima
de 3,6 m/s, e a média anual foi de 2,56 m/s. A máxima VDPred foi no mês de setembro,
com 4,56 m/s e a média a anual foi de 3,94 m/s. Essa condição de vento permite grande
aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de classificação de
velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe ≤ 1. A direção predominante
foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência em torno de 56% durante o período
estudado. O potencial eólico total encontrado foi de 296,05 W/m², e considerando o
período úmido na região, a média foi de 13,24 W/m², enquanto que no período seco foi
de 36,10 W/m², representando no período úmido 27% e no período seco 36,10% do total
do potencial eólico. Essa região apresenta um bom potencial com relação ao
aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois o vento flui em média acima de 3
m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é de 172,66%
(Tabela 6.15).
Tabela 6.15. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Caucaia.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,30 3 4,01 2,21 3,81 51 20,08
Fevereiro 2,10 3 3,63 1,86 3,20 42 11,71
Março 1,90 3 3,63 1,74 2,92 31 7,03
Abril 2,00 4 3,40 1,73 2,92 46 10,63
Maio 2,00 4 3,58 1,84 3,02 54 12,68
Junho 2,20 4 3,33 1,89 3,17 66 17,26
Julho 2,50 4 3,66 2,01 3,62 60 22,20
Agosto 2,80 3 4,18 2,50 4,37 44 23,92
Setembro 2,90 3 4,56 2,92 4,87 59 40,10
Outubro 3,60 3 4,70 3,36 5,06 68 49,70
Novembro 3,30 3 4,48 2,90 4,75 72 46,10
Dezembro 3,10 3 4,14 2,83 4,36 70 34,57
Média 2,56 DP3 3,94 2,32 3,84 56 24,67
Soma - - - - - - 296,05
115
A máxima VDPrev para a estação de Fortaleza foi no mês de outubro, com 4, 4
m/s, e a média anual foi 3,18 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de setembro,
com 4,86 m/s, e média anual de 3,98 m/s. Essa condição de vento não permite um bom
aproveitamento eólico, pois se situou na classe ≤ 1. A direção predominante foi de Leste
(DP3) com uma média de ocorrência em torno de 41% durante o período estudado. O
potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de 206,30 W/m², e
considerando o período úmido na região, a média foi de 12,17 W/m², enquanto que no
período seco foi de 22,21 W/m², representando no período úmido 35% e no período
seco 65% do total do potencial eólico. Essa região apresenta um bom potencial com
relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos
, pois o vento médio foi
superior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é
de 82,50%. Todas essas considerações são sumarizadas na Tabela 6.16.
Tabela 6.16. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Fortaleza.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,70 3 4,09 2,94 4,05 36 14,10
Fevereiro 2,40 5 3,41 2,54 3,59 40 11,97
Março 2,00 4 2,67 2,34 3,35 39 10,04
Abril 2,30 4 3,49 2,40 3,44 48 12,88
Maio 2,60 4 3,83 2,50 3,44 52 13,65
Junho 2,50 4 3,1 2,47 3,27 46 10,38
Julho 3,10 3 4,14 3,43 4,00 41 14,62
Agosto 4,00 3 4,67 4,00 4,70 40 22,47
Setembro 4,30 3 4,86 4,37 5,08 43 29,95
Outubro 4,40 1 4,74 4,75 5,25 33 25,19
Novembro 4,10 3 4,62 4,43 4,96 34 21,91
Dezembro 3,70 3 4,21 4,48 4,61 37 19,09
Média 3,18 DP3 3,98 3,39 4,14 41 17,19
Soma - - - - - - 206,30
116
Para a estação de Maranguape, o mês de outubro apresentou a máxima VDPrev,
com valores de 4,5 m/s, enquanto a média anual foi de 2,82 m/s. A máxima VDPred foi
também no mês de outubro, com 4,83 m/s e apresentou média anual de 3,65 m/s. Essa
condição de vento não permite grande aproveitamento eólico, pois se situou na classe <
1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência em torno
de 57% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado
encontrado foi de 393,47 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi
de 18,55 W/m², enquanto que no período seco foi de 47,02 W/m², representando no
período úmido 28% e no período seco 72% do total do potencial. Essa região apresenta
um bom potencial com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, em
face da velocidade do vento ter sido superior a 3 m/s. Por outro lado, o ganho
representativo do período seco para úmido da potência é de 153,48% (Tabela 6.17).
Tabela 6.17. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Maranguape.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,70 3 3,82 2,27 4,14 50 24,59
Fevereiro 2,10 3 3,36 1,99 3,59 44 15,97
Março 1,90 4 3,09 1,77 3,18 38 11,01
Abril 1,70 4 2,72 1,87 3,27 53 15,56
Maio 1,90 4 2,86 2,09 3,53 60 19,84
Junho 1,70 4 2,65 2,08 3,64 68 24,32
Julho 2,10 4 3,27 2,33 4,24 67 34,39
Agosto 4,00 4 4,04 3,11 5,20 50 40,56
Setembro 4,20 3 4,49 3,63 5,48 52 47,40
Outubro 4,50 3 4,83 4,03 5,69 64 63,14
Novembro 4,00 3 4,54 3,40 5,20 69 54,05
Dezembro 3,10 3 4,17 2,96 4,80 65 42,58
Média 2,82 DP3 3,65 2,63 4,33 57 32,79
Soma - - - - - - 393,47
117
Para a estação de Pacajus, o mês de outubro destacou-se com a máxima VDPrev,
apresentado valores de 2,2 m/s, enquanto a média anual foi de 1,91 m/s. A máxima
VDPred foi detectada no mês de novembro, com 4,4 m/s, e apresentou média anual de
3,62 m/s. Essa condição de vento não permite grande aproveitamento eólico se levado
em consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se
situou na classe <1. A direção predominante nessa estação foi de Leste (DP3) com uma
média de ocorrência em torno de 35% durante o período estudado. O potencial eólico
acumulado no período estudado encontrado foi de 133,59 W/m², e considerando o
período úmido na região, a média foi de 7,37 W/m², enquanto que no período úmido foi
de 14,89 W/m², representando no período úmido 33% e no período seco 67% do total do
potencial. Essa região apresenta um bom potencial com relação ao aproveitamento para
pequenos projetos eólicos, com velocidade de vento superior de 3,00 m/s. O ganho
representativo do período seco para úmido da potência foi de 102,04% (Tabela 6.18).
Tabela 6.18. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Pacajus.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,00 3 4,12 1,72 3,48 34 13,37
Fevereiro 1,90 3 3,81 1,48 3,00 37 12,07
Março 1,80 3 3,50 1,41 2,60 30 6,94
Abril 1,70 4 2,99 1,68 2,46 25 3,64
Maio 1,70 5 2,83 1,77 2,50 25 3,55
Junho 1,60 5 2,48 1,76 2,46 34 4,61
Julho 1,80 5 3,00 1,92 2,86 30 5,81
Agosto 2,10 3 3,73 2,03 3,30 30 8,39
Setembro 2,10 3 4,13 2,13 3,64 38 13,57
Outubro 2,20 3 4,31 2,19 3,98 47 21,29
Novembro 2,10 3 4,40 1,83 3,78 47 21,66
Dezembro 1,90 3 4,20 1,61 3,46 43 18,63
Média 1,91 DP3 3,62 1,79 3,13 35 11,13
Soma - - - - - - 133,59
118
A avaliação do comportamento do vento e do resultado do potencial na
mesorregião Metropolitana de Fortaleza revela o seguinte: (i) não houve espalhamento
na rosa-dos-ventos; (ii) a persistência da direção do vento flui integralmente da DP para
Leste; (iii) no período seco a variação foi maior de 100% do total sobre a potência do
período úmido, embora fossem encontrados casos de variação inferior a 100%; (iv) as
diferenças da potência entre as estações como pode ser observado não foram tão
expressivas, variando entre 100 W/m² e 300 W/m²; (iv) no cômputo da potência a
variação e os valores dos parâmetros de forma e escala de Weibull apresentaram
pequena oscilação, porém não muito significativas; (v) dentre as estações estudadas
aquela que apresentou a menor potência eólica anual foi Aquiraz. Por sua vez, a estação
de Maranguape foi o que registrou a maior potência; e (vi) as estações analisadas nessa
mesorregião conservam um ciclo semestral bem definido, como também, as variações
de máximas estão entre agosto e dezembro e as de mínimas entre fevereiro e junho.
A Mesorregião Noroeste cearense: a área de estudo dessas mesorregião é composta
pelas estações de Acaraú, Barroquinha, Granja, Groiaras, Ipu, Irauçuba, Santa Quitéria,
São Benedito, Sobral e Ubajara.
Na estação de Acaraú, o mês de setembro destacou-se com a máxima VDPrev,
com 4,8 m/s, enquanto que a média anual foi de 3,6 m/s. A máxima VDPred foi
detectada no mês de outubro, com 6,43 m/s e apresentou média anual de 5,28 m/s. Essa
condição de vento permite grande aproveitamento eólico, pois se situou na classe 2,
correspondendo à densidade de potência de 150 W/m². A direção predominante foi de
Leste (DP3) com média de ocorrência em torno de 64% durante o período estudado. O
potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de 752,01 W/m², e
considerando o período úmido na região, a média foi de 32,26 W/m², enquanto que no
período seco foi de 93,08 W/m², representando no período úmido 26% e no período
seco 74% do total do potencial. Essa região apresenta um excelente potencial com
relação ao aproveitamento para médios e grandes projetos eólicos, pois o vento médio
foi superior a 5 m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é
de 188,53%. Todas essas considerações são sumarizadas na Tabela 6.19.
119
Tabela 6.19. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Acaraú.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,00 3 5,43 3,13 5,46 74 69,33
Fevereiro 3,10 3 4,80 3,02 4,89 74 50,20
Março 2,90 3 4,44 2,26 4,01 50 22,37
Abril 2,70 3 4,33 2,42 3,85 38 14,41
Maio 2,60 4 4,42 2,39 3,80 45 16,50
Junho 3,10 4 4,45 2,62 4,08 49 20,71
Julho 4,00 3 5,20 3,28 5,04 57 41,52
Agosto 4,30 3 5,98 4,43 6,16 70 86,82
Setembro 4,80 3 6,31 5,06 6,63 73 110,68
Outubro 4,70 3 6,43 4,64 6,73 78 124,48
Novembro 4,50 3 6,09 4,17 6,41 79 111,04
Dezembro 3,50 3 5,51 3,94 5,76 82 83,89
Média 3,60 DP3 5,28 3,45 5,23 64 62,67
Soma - - - - - - 752,01
Para a estação de Barroquinha, o mês de outubro foi o que apresentou a máxima
VDPrev, com 5,00 m/s, enquanto a média anual foi de 3,58 m/s. A máxima VDPred foi
detectada no mês de dezembro, com 4,56 m/s, e a média anual foi de 3,74 m/s. Essa
condição de vento não permite grande aproveitamento eólico se levado em consideração
o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe
<1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência em torno
de 48% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado
encontrado foi de 386,64 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi
de 16,09 W/m², enquanto que no período seco foi de 48,34 W/m², representando no
período úmido 25% e no período seco 75% do total do potencial. Essa região apresenta
um bom potencial e com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois
o vento médio foi superior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período seco para
úmido da potência é de 200,43% (Tabela 6.20).
120
Tabela 6.20. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Barroquinha.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,40 1 4,08 2,25 4,73 51 37,42
Fevereiro 3,40 4 3,71 2,19 4,19 25 13,24
Março 2,60 4 3,49 2,07 3,39 35 10,28
Abril 2,20 4 3,08 1,87 2,83 52 9,88
Maio 2,30 4 2,51 1,29 2,47 52 12,52
Junho 2,60 3 2,94 1,86 3,11 52 13,21
Julho 3,60 3 3,44 2,10 4,12 46 23,73
Agosto 3,90 3 3,74 2,68 4,93 52 38,52
Setembro 4,90 3 4,11 2,77 5,55 58 60,26
Outubro 5,00 3 4,52 2,78 5,95 47 60,57
Novembro 5,10 1 4,70 2,71 5,86 5 61,34
Dezembro 4,00 1 4,56 2,49 5,22 5 45,61
Média 3,58 DP3 3,74 2,26 4,36 48 32,22
Soma - - - - - - 386,64
Para a estação de Granja, o mês de novembro apresentou a máxima VDPrev,
com 4,8 m/s, enquanto a média anual foi de 3,45 m/s. A máxima VDPred foi detectada
também no mês de novembro, com 4,92 m/s, e a média anual foi de 3,67 m/s. Essa
condição de vento não permite grande aproveitamento eólico a 10 m de altura se levado
em consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se
situou na classe < 1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com média de
ocorrência em torno de 49% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado
no período estudado foi de 262,03 W/m², e considerando o período úmido na região, a
média do foi de 10,26 W/m², enquanto que no período seco foi de 33,41 W/m²,
representando no período úmido 23% e no período seco 77% do total do potencial. Essa
região apresenta um bom potencial com relação ao aproveitamento para pequenos
projetos eólicos, pois o vento médio foi superior a 3,00 m/s. O ganho representativo do
período seco para úmido da potência é de 225,63% (Tabela 6.21).
121
Tabela 6.21. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Granja.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,10 3 3,81 2,31 4,07 41 18,78
Fevereiro 2,80 3 3,54 2,12 3,47 32 9,90
Março 2,30 4 2,72 2,14 2,74 44 6,63
Abril 2,20 4 2,69 2,29 2,66 51 6,65
Maio 2,40 4 2,69 2,39 2,78 57 8,18
Junho 3,10 4 3,19 2,50 3,30 49 11,38
Julho 3,00 4 3,30 2,31 3,62 48 15,71
Agosto 4,00 4 3,81 3,03 4,29 45 20,67
Setembro 4,60 3 4,30 3,20 4,89 48 31,93
Outubro 5,00 3 4,84 3,35 5,40 57 50,53
Novembro 4,80 3 4,92 3,13 5,33 58 50,64
Dezembro 4,10 3 4,23 2,63 4,61 50 30,97
Média 3,45 DP3 3,67 2,62 3,93 49 21,84
Soma - - - - - - 262,03
Para a estação de Groiaras, os meses de janeiro, setembro, outubro e dezembro
destacaram-se com valores máximos de VDPrev (1,70 m/s), e a média anual foi de 1,51
m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de novembro, com 3,02 m/s, e a média
anual foi de 2,29 m/s. Essa condição de vento não permite grande aproveitamento
eólico, se levado em consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e
potência, pois se situou na classe < 1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com
média de ocorrência em torno de 32% durante o período estudado. O potencial eólico
acumulado no período estudado foi de 58,92 W/m², e considerando o período úmido na
região, a média foi de 2,72 W/m², enquanto que no período seco foi de 7,10 W/m²,
representando no período úmido 28% e no período seco 72% do total do potencial. Essa
região apresenta fraco potencial com relação ao aproveitamento para pequenos projetos
eólicos, pois o vento médio foi inferior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período
seco para úmido da potência é de 180,15% (Tabela 6.22).
122
Tabela 6.22. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Groiaras.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,70 3 2,58 1,55 2,45 29 4,79
Fevereiro 1,50 2 2,29 1,34 2,11 28 3,87
Março 1,40 2 2,01 1,25 1,72 20 1,80
Abril 1,20 3 1,80 1,38 1,52 22 1,09
Maio 1,20 5 1,58 1,36 1,50 26 1,26
Junho 1,30 4 1,93 1,35 1,90 35 3,46
Julho 1,50 4 2,12 1,49 2,26 42 5,68
Agosto 1,60 4 1,94 1,84 2,59 36 5,35
Setembro 1,70 4 2,57 2,05 2,85 28 4,95
Outubro 1,70 3 2,93 2,02 3,10 35 7,99
Novembro 1,60 3 3,02 1,83 3,12 40 10,59
Dezembro 1,70 3 2,78 1,62 2,81 35 8,04
Média 1,51 DP3 2,29 1,59 2,33 32 4,91
Soma - - - - - - 58,92
Na estação de Ipu, o mês de dezembro apresentou a máxima VDPrev, com 2,5
m/s, e a média anual foi de 1,93 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de
outubro, com 3,71 m/s, e a média anual foi de 2,71 m/s. Essa condição de vento não
permite grande aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe < 1. A direção
predominante foi de Nordeste (DP2), com uma média de ocorrência em torno de 35%
durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado
encontrado foi de 85,30 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi
de 3,99 W/m², enquanto que no período seco foi de 10,22 W/m², representando no
período úmido 28% e no período seco 72% do total do potencial. Essa região apresenta
um fraco potencial com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois
o vento médio foi inferior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período seco para
úmido da potência é de 156,14% (Tabela 6.23).
123
Tabela 6.23. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Ipu.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,00 2 3,27 1,97 3,21 43 11,15
Fevereiro 1,90 3 2,74 1,51 2,56 28 5,40
Março 1,50 2 2,69 1,43 2,21 33 4,63
Abril 1,40 7 1,92 1,50 1,53 19 0,80
Maio 1,50 7 1,68 1,72 1,57 26 0,96
Junho 1,50 7 1,69 1,83 1,58 29 0,98
Julho 1,90 7 1,70 1,78 2,06 39 3,05
Agosto 2,20 4 2,78 2,02 2,53 20 2,50
Setembro 2,30 2 3,08 2,33 3,05 24 4,73
Outubro 2,30 2 3,71 2,86 3,88 47 16,59
Novembro 2,20 2 3,68 2,90 3,84 49 16,74
Dezembro 2,50 2 3,62 3,25 3,84 55 17,71
Média 1,93 DP2 2,71 2,09 2,66 35 7,11
Soma - - - - - - 85,30
Para a estação de Irauçuba, o mês de setembro apresentou a máxima VDPrev,
com 5,3 m/s, e a média anual foi de 3,48 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês
de outubro, com 5,11 m/s, e a média anual foi de 3,97 m/s. Essa condição de vento
permite médio aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe ≤ 1. A direção
predominante foi de Sudeste (DP4), com uma média de ocorrência de 54% durante o
período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado foi de 388,57
W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 18,88 W/m², enquanto
que no período seco foi de 44,88 W/m², representando no período úmido 31% e no
período seco 69% do total do potencial. Essa região apresenta um bom potencial com
relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi
superior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é
de 125,75% (Tabela 6.24).
124
Tabela 6.24. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Irauçuba.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,70 4 3,76 2,65 4,44 47 25,51
Fevereiro 2,60 4 3,49 2,68 4,28 48 23,28
Março 2,30 4 3,25 1,80 3,57 39 15,59
Abril 2,10 4 2,90 2,32 3,33 52 13,19
Maio 2,20 4 3,05 2,11 3,41 64 18,60
Junho 2,90 4 3,20 2,14 3,80 58 23,08
Julho 3,60 4 3,93 2,72 4,54 68 39,33
Agosto 4,10 3 4,61 4,29 5,22 57 43,14
Setembro 5,30 3 5,05 4,44 5,56 53 48,65
Outubro 4,30 4 5,11 4,98 5,71 56 54,91
Novembro 5,10 4 4,83 4,43 5,54 53 48,10
Dezembro 4,60 4 4,44 4,02 5,05 50 35,13
Média 3,48 DP4 3,97 3,21 4,54 54 32,38
Soma - - - - - - 388,57
A estação de Santa Quitéria apresentou a máxima VDPrev no mês de outubro,
com 2,10 m/s, média anual de 1,64 m/s. Por outro lado, a máxima VDPred foi detectada
também no mês de outubro, com 3,83 m/s, e a média anual foi de 2,94 m/s. Essa
condição de vento não permite grande aproveitamento eólico se levado em consideração
o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe <
1. A direção predominante foi de Leste (DP3) com média de ocorrência de 52% durante
o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi
de 184,13 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 8,64 W/m²,
enquanto que no período seco foi de 22,05 W/m², representando no período úmido 28%
e no período seco 72% do total do potencial eólico. Essa região apresenta um fraco
potencial com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois o vento
médio foi inferior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da
potência foi de 155,21% (Tabela 6.25).
125
Tabela 6.25. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Santa Quitéria.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,90 3 3,05 1,91 3,00 0,48 10,66
Fevereiro 1,50 3 2,90 1,47 2,55 0,48 9,64
Março 1,60 3 3,04 1,26 2,18 0,30 5,30
Abril 1,30 3 2,20 1,24 1,80 0,32 3,35
Maio 1,30 4 2,04 1,25 1,97 0,42 5,53
Junho 1,10 4 1,96 1,31 2,68 0,58 17,32
Julho 1,40 4 2,46 1,58 3,27 0,64 24,02
Agosto 1,70 4 3,02 1,99 3,47 0,56 18,22
Setembro 1,90 3 3,47 2,44 3,77 0,47 16,66
Outubro 2,10 3 3,83 2,74 4,06 0,64 25,95
Novembro 1,90 3 3,72 2,78 4,05 0,70 28,00
Dezembro 2,00 3 3,53 2,29 3,56 0,63 19,40
Média 1,64 DP3 2,94 1,86 3,03 0,52 15,34
Soma - - - - - - 184,13
Para estação de São Benedito, o mês de outubro apresentou a máxima VDPrev,
com 5,4 m/s, e média anual de 3,72 m/s. A máxima VDPred foi detectada também no
mês de outubro, com 5,60 m/s e a média anual foi de 4,53 m/s. Essa condição de vento
permite grande aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe 1, que
representa uma densidade de potência da ordem de 100 W/m². A direção predominante
foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência em torno de 76% durante o período
estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de 665,52
W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 39,79 W/m², enquanto
que no período seco foi de 77,39 W/m², representando no período úmido 34% e no
período seco 66% do total do potencial. Essa região apresenta um excelente potencial
para pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi superior a 4,00 m/s. O ganho
representativo do período seco para úmido da potência é de 94,49%. Todas essas
considerações são sumarizadas na Tabela 6.26.
126
Tabela 6.26. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de São Benedito.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,00 3 4,65 3,02 4,89 78 52,87
Fevereiro 4,10 3 4,33 3,59 4,72 75 43,37
Março 3,00 3 3,92 3,08 4,17 67 27,90
Abril 3,50 3 3,85 3,05 4,26 76 34,06
Maio 2,60 3 4,20 3,03 4,49 82 43,34
Junho 3,30 3 4,20 3,35 4,51 77 39,79
Julho 2,80 3 3,79 2,85 4,13 62 26,40
Agosto 3,40 3 4,26 3,14 4,66 68 39,54
Setembro 4,40 3 4,99 3,12 5,51 70 67,95
Outubro 5,40 3 5,60 3,94 6,16 83 104,82
Novembro 5,00 3 5,55 3,63 6,10 87 108,02
Dezembro 4,20 3 5,06 3,66 5,50 85 77,38
Média 3,72 DP3 4,53 3,29 4,92 76 55,46
Soma - - - - - - 665,52
Na estação de Sobral, o mês de janeiro apresentou a máxima VDPrev, com 2,5
m/s, e a média anual foi de 2,02 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de
outubro, com 4,81 m/s, e a média anual foi de 3,47 m/s. Essa condição de vento não
permite grande aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe < 1. A direção
predominante foi de Nordeste (DP2) com uma média de ocorrência de 41% durante o
período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de
173,14 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 8,29 W/m²,
enquanto que no período seco foi de 20,56 W/m², representando no período úmido 29%
e no período seco 71% do total do potencial. Essa região apresenta um bom potencial
com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi
superior a 3,00 m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é
de 148,00% (Tabela 6.27).
127
Tabela 6.27. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Sobral.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,50 2 4,16 2,12 3,96 51 23,36
Fevereiro 2,10 2 3,64 1,97 3,33 52 15,13
Março 1,70 2 3,10 1,58 2,37 33 4,70
Abril 1,50 2 2,28 1,62 1,93 32 2,40
Maio 1,50 2 2,08 1,68 1,84 29 1,80
Junho 1,60 2 1,93 1,71 2,02 30 2,37
Julho 1,80 2 2,55 1,79 2,52 29 4,14
Agosto 2,00 2 3,65 1,94 3,27 37 10,35
Setembro 2,30 2 4,2 2,14 3,94 42 18,72
Outubro 2,40 2 4,81 2,17 4,33 44 25,83
Novembro 2,40 2 4,67 2,31 4,46 52 31,79
Dezembro 2,40 2 4,57 2,31 4,39 56 32,49
Média 2,02 DP2 3,47 1,95 3,20 41 14,43
Soma - - - - - - 173,14
Em relação à estação de Ubajara, o mês de outubro destacou-se com a máxima
VDPrev (6,5 m/s), enquanto a média anual foi de 4,93 m/s. A máxima VDPred foi
detectada também no mês de outubro, com 7,14 m/s, e a média anual foi de 6,44 m/s.
Essa condição de vento permite grande aproveitamento eólico se levado em
consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se
situou na classe 5, que representa a densidade de potência aproximadamente de 300
W/m². A direção predominante foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência de
47% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado
encontrado foi de 794,91 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi
de 54,42 W/m², enquanto que no período seco foi de 78,06 W/m², representando no
período úmido 41% e no período seco 59% do total do potencial. Essa região apresenta
um excelente potencial e com relação ao aproveitamento para pequenos projetos
eólicos, pois o vento médio foi superior a 6,00 m/s. O ganho representativo do período
seco para úmido da potência é de 87,03% (Tabela 6.28).
128
Tabela 6.28. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Ubajara.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 5,00 5 4,25 2,81 5,69 20 22,37
Fevereiro 5,20 6 4,44 3,25 5,73 26 27,56
Março 4,20 6 4,3 2,71 4,94 36 26,59
Abril 4,60 3 4,99 2,77 5,34 57 52,42
Maio 3,10 3 5,54 2,53 5,67 77 89,52
Junho 4,60 3 5.54 2,78 5,97 84 108,04
Julho 2,70 3 5,56 2,13 5,33 68 75,33
Agosto 5,00 3 5,96 2,66 6,10 52 73,04
Setembro 6,20 3 6,86 2,91 7,06 42 88,27
Outubro 6,50 3 7,14 3,16 8,13 37 112,92
Novembro 6,40 3 6,84 3,26 7,36 33 74,51
Dezembro 5,70 3 6,26 3,47 6,54 28 44,28
Média 4,93 DP3 6,44 2,87 6,15 47 66,24
Soma - - - - - - 794,91
A avaliação do comportamento do vento e do potencial eólico na mesorregião
Noroeste cearense revela o seguinte: (i) pequeno espalhamento na rosa-dos-ventos,
praticamente 70% de Leste; (ii) a persistência da direção do vento flui em boa parte do
tempo de Nordeste para Sudeste; (iii) que no período seco, a variação é de mais de
100% do total sobre a potência do período úmido; (iv) as diferenças da potência entre as
estações como pode ser observado foram expressivas e variando de 58,92 W/m² a
794,91 W/m²; (v) no cômputo da potência, a variação e os valores dos parâmetros de
forma e escala de Weibull não apresentaram oscilações significativas; (vi) dentre as
estações estudadas aquela que apresentou a menor potência eólica foi Groiaras. Por sua
vez, a estação de Ubajara foi o que registrou a maior potência eólica; e (vii) as estações
dessa mesorregião conservam um ciclo semestral bem definido, como também, as
variações de máximas estão entre setembro a novembro e as de mínimas entre fevereiro
a abril.
129
A Mesorregião de Jaguaribe: essa área de estudo é composta pelas estações de Icapuí,
Jaguaribe, Jaguaretana, Jaguaruana, Morada Nova, Quixere e Tabuleiro.
Na estação de Icapuí, o mês de outubro apresentou a máxima VDPrev, com 6,30
m/s, enquanto a média anual foi de 4,46 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês
de setembro, com 6,43 m/s, e a média anual foi de 5,47 m/s. Essa condição de vento
permite grande aproveitamento eólico, pois se situou na classe 3, que representa uma
densidade de potência aproximadamente de 200 W/m². A direção predominante foi de
Sudeste (DP4) com uma média de ocorrência em torno de 47% durante o período
estudado. O potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi da ordem
de 658,70 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 32,02 W/m²,
enquanto que no período seco foi de 77,76 W/m², representando no período úmido 29%
e no período seco 71% do total do potencial eólico. Essa região apresenta bom potencial
com relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi
superior 5,00 m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é de
142,85% (Tabela 6.29).
Tabela 6.29. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Icapuí.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,70 4 5,52 4,25 5,77 43 44,25
Fevereiro 3,30 4 5,04 3,82 5,33 40 32,71
Março 2,80 4 4,96 3,22 5,00 40 28,72
Abril 3,60 4 5,02 5,12 5,12 49 34,29
Maio 3,80 4 4,70 4,55 4,85 50 30,30
Junho 3,20 4 4,65 3,67 4,54 42 21,84
Julho 4,20 4 5,06 4,91 5,13 43 30,63
Agosto 4,90 4 5,81 5,70 5,94 46 50,38
Setembro 6,00 4 6,43 6,63 6,59 49 72,30
Outubro 6,30 4 6,38 7,37 6,91 55 94,68
Novembro 6,10 4 6,17 3,79 7,13 52 122,37
Dezembro 5,60 4 5,86 6,32 8,38 47 96,18
Média 4,46 DP4 5,47 4,95 5,89 47 54,89
Soma - - - - - - 658,70
130
Em relação à estação de Jaguaribe, o mês de outubro apresentou a máxima
VDPrev, com 2,89 m/s, enquanto a média anual foi de 2,10 m/s. Por outro lado, a
máxima VDPred foi detectada no mês de novembro de 3,74 m/s e apresentou média
anual de 2,59 m/s. Essa condição de vento não permite um grande aproveitamento
eólico, pois se situou na classe <1. A direção predominante foi de Nordeste (DP2) com
média de ocorrência em torno de 34% durante o período estudado. O potencial eólico
acumulado no período estudado encontrado foi de 92,29 W/m², e considerando o
período úmido na região, a média foi de 3,15 W/m², enquanto que no período seco foi
de 12,23 W/m², representando no período úmido 20% e no período seco 80% do total do
potencial. Essa região apresenta um fraco potencial com relação ao aproveitamento para
pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi inferior a 3,00 m/s. O ganho
representativo do período seco para úmido da potência é de 288,25% (Tabela 6.30).
Tabela 6.30. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Jaguaribe.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,99 2 2,84 2,28 3,22 42 9,51
Fevereiro 1,70 2 2,12 2,58 2,39 29 2,48
Março 1,62 2 2,04 2,28 2,35 29 2,54
Abril 1,57 2 1,83 2,39 2,93 29 1,70
Maio 1,63 2 1,82 2,30 2,06 23 1,35
Junho 1,67 4 1,66 2,28 1,87 29 1,29
Julho 1,90 4 2,05 2,21 2,32 27 2,35
Agosto 2,18 2 2,47 2,16 2,80 27 4,20
Setembro 2,51 2 3,13 2,29 3,53 32 9,54
Outubro 2,89 1 3,73 2,77 4,20 36 15,96
Novembro 2,81 2 3,74 2,95 4,20 45 19,33
Dezembro 2,73 2 3,65 2,84 4,10 54 21,97
Média 2,10 DP2 2,59 2,44 2,99 34 7,69
Soma - - - - - - 92,29
131
Na estação de Jaguaretana, os meses de janeiro e dezembro destacaram-se com
valores máximos de VDPrev (3,20 m/s), enquanto a média anual foi de 2,39 m/s. Por
outro lado, a máxima VDPred foi detectada no mês de novembro, com 3,89 m/s, e
média anual de 2,50 m/s. Essa condição de vento não permite grande aproveitamento
eólico, pois se situou na classe <1. A direção predominante foi de Norte (DP1) com
média de ocorrência de 85% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado
no período estudado encontrado foi de 147,47 W/m², e considerando os períodos
úmidos na região, a média foi de 7,93 W/m²; enquanto que no período seco foi de 16,64
W/m², representando no período úmido 32% e no período seco 68% do total do
potencial. Essa região apresenta fraco potencial com relação ao aproveitamento para
pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi inferior 3,00 m/s. O ganho
representativo do período seco para úmido da potência é de 109,84% (Tabela 6.31).
Tabela 6.31. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Jaguaretana.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,20 1 3,34 3,47 3,70 76 21,14
Fevereiro 2,37 1 2,50 2,40 2,37 63 5,46
Março 2,14 1 1,88 2,13 2,13 84 5,83
Abril 1,45 1 1,45 1,81 1,64 100 3,82
Maio 0,80 1 1,46 1,62 1,68 99 4,70
Junho 1,86 1 1,65 1,58 1,85 99 6,61
Julho 2,28 1 1,96 2,14 2,21 99 7,65
Agosto 2,63 1 2,38 2,36 2,68 81 10,27
Setembro 2,76 1 3,01 3,02 3,37 72 15,81
Outubro 2,92 1 3,29 3,49 3,66 75 20,12
Novembro 3,15 1 3,89 3,43 3,66 92 24,87
Dezembro 3,20 1 3,24 3,47 3,70 76 21,14
Média 2,39 DP1 2,50 2,58 2,72 85 12,29
Soma - - - - - - 147,47
132
Para a estação de Jaguaruana, o mês de novembro apresentou a máxima VDPrev
com valores de 4,50 m/s, enquanto a média anual foi de 3,19 m/s. A máxima VDPred
foi detectada no mês de outubro, com 6,02 m/s, e apresentou média anual de 4,59 m/s.
Essa condição de vento permite grande aproveitamento eólico se levado em
consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se
situou na classe 2. A direção predominante foi de Leste (DP3) com uma média de
ocorrência de 46% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no
período estudado encontrado foi de 410,11 W/m², e considerando os períodos na região,
a média se situou foi de 18,21 W/m²; enquanto no período seco foi de 50,14 W/m²,
representando no período úmido 27% e no período seco 73% do total do potencial. Essa
região apresenta bom potencial com relação ao aproveitamento para pequenos projetos
eólicos, pois o vento médio foi superior a superior a 4,00 m/s. O ganho representativo
do período seco para úmido da potência foi de 175,34% (Tabela 6.32).
Tabela 6.32. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Jaguaruana.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,00 3 4,84 2,49 4,91 46 35,47
Fevereiro 2,70 3 4,36 2,15 4,21 38 20,76
Março 2,40 3 4,0 1,98 3,78 36 15,33
Abril 2,20 4 3,19 2,22 3,37 45 12,15
Maio 2,30 4 3,48 2,09 3,37 44 12,55
Junho 2,10 4 3,19 1,98 3,42 41 12,97
Julho 3,10 4 4,05 2,46 4,12 37 16,96
Agosto 3,70 4 5,14 2,91 5,09 41 32,27
Setembro 4,20 3 5,8 3,24 5,76 48 52,32
Outubro 4,30 3 6,02 3,50 6,15 58 75,48
Novembro 4,50 3 5,74 3,41 5,90 58 66,81
Dezembro 3,80 3 5,34 3,46 5,62 58 56,99
Média 3,19 DP3 4,59 2,66 4,64 46 34,18
Soma - - - - - - 410,11
133
Na estação de Morada Nova, os meses de janeiro e outubro destacaram-se com
máximas VDPrev, cujos valores foram de 2,37 m/s, enquanto a média anual foi de 1,88
m/s. A máxima VDPred foi detectada nos meses de outubro e novembro, com valores
de 3,67 m/s e a média anual foi de 2,94 m/s. Essa condição de vento não permite grande
aproveitamento eólico, pois se situou na classe <1. A direção predominante foi de Leste
(DP3) com uma média de ocorrência em torno de 45% durante o período estudado. O
potencial eólico acumulado no período estudado encontrado foi de 153,29 W/m², e
considerando o período úmido na região, a média foi de 10,81 W/m²; período seco foi
de 14,84 W/m², representando no período úmido 42% e no período seco 58% do total do
potencial. Essa região apresenta médio potencial para fins de aproveitamento para
pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi ≥3,00 m/s. O ganho representativo do
período seco para úmido da potência é de 37,28% (Tabela 6.33).
Tabela 6.33. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Morada Nova.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,37 3 3,47 2,61 3,90 56 20,61
Fevereiro 2,18 3 3,57 2,96 4,00 58 21,49
Março 1,81 3 2,91 2,39 3,24 47 10,50
Abril 1,43 2 2,24 1,81 2,48 36 4,74
Maio 1,44 4 2,08 1,62 2,30 28 3,43
Junho 1,47 4 2,12 1,61 2,34 31 4,05
Julho 1,62 4 2,16 1,87 2,44 30 3,60
Agosto 1,92 4 2,74 2,48 3,07 31 5,72
Setembro 2,33 3 3,12 2,50 3,50 38 10,36
Outubro 2,36 3 3,67 3,18 4,09 59 22,82
Novembro 1,68 3 3,60 2,98 4,02 63 23,72
Dezembro 1,99 3 3,67 3,31 4,09 60 22,82
Média 1,88 DP3 2,94 2,44 3,29 45 12,83
Soma - - - - - - 153,92
134
Para a estação de Quixeré, o mês de setembro apresentou a máxima VDPrev,
com 3,02 m/s, e a média anual foi de 3,12 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês
de novembro, com 4,59 m/s, e a média anual foi de 3,87 m/s. Essa condição de vento
não permite um grande aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe <1. A direção
predominante foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência de 36% durante o
período estudado. O potencial eólico, encontrado foi de 217,47 W/m², e considerando o
período úmido na região, a média foi de 13,23 W/m² e para o período seco de 23,01
W/m², representando no período úmido 37% e no período seco 63% do total do
potencial. Essa região apresenta bom potencial com relação ao aproveitamento para
pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi ≥ 4,4 m/s. O ganho representativo do
período seco para úmido da potência é de 73,92% (Tabela 6.34).
Tabela 6.34. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Quixere.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,74 3 4,04 3,81 4,47 45 21,55
Fevereiro 3,27 3 3,86 4,03 4,26 45 18,42
Março 3,49 3 4,22 3,92 4,37 45 19,94
Abril 2,78 4 3,62 3,30 4,30 32 10,46
Maio 2,06 4 3,03 2,68 3,41 19 4,58
Junho 2,22 4 2,86 3,15 3,19 24 4,40
Julho 2,74 4 3,21 3,05 4,03 22 8,27
Agosto 2,73 4 3,81 3,51 4,23 23 9,49
Setembro 3,82 3 4,26 3,31 4,75 37 21,97
Outubro 3,80 3 4,58 3,83 5,07 46 32,01
Novembro 3,59 3 4,59 3,77 5,08 51 35,79
Dezembro 3,24 3 4,40 3,70 4,87 49 30,53
Média 3,12 DP3 3,87 3,50 4,30 36 16,20
Soma - - - - - - 194,45
135
Para a estação de Santana do Tabuleiro, os meses de setembro e dezembro
destacaram-se com máxima VDPrev, exibindo valores de 2,80 m/s, e a média anual foi
de 2,37 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de agosto, com 3,98 m/s, e a
média anual foi de 3,39 m/s. Essa condição de vento não permite grande aproveitamento
eólico se levado em consideração o sistema de classificação de velocidade de ventos e
potência, pois se situou na classe <1. A direção predominante foi de Sudeste (DP4) com
média de ocorrência de 42% durante o período estudado. O potencial eólico encontrado
foi de 154,96 W/m², e considerando o período úmido na região, a média foi de 8,74
W/m² e no período seco foi de 17,08 W/m², representando no período úmido 34% e no
período seco 66% do total do potencial. Essa região apresenta bom potencial com
relação ao aproveitamento para pequenos projetos eólicos, pois o vento médio foi ≥ 4,4
m/s. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é de 95,42%
(Tabela 6.35).
Tabela 6.35. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Santana do Tabuleiro.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,30 4 3,41 2,51 3,54 35 10,14
Fevereiro 2,10 3 3,25 2,24 3,36 32 8,56
Março 2,00 4 2,91 1,99 2,84 28 5,16
Abril 2,00 4 2,96 1,90 2,76 32 5,56
Maio 1,80 4 2,95 1,75 2,74 47 8,89
Junho 2,30 4 3,40 1,93 3,24 51 14,12
Julho 2,60 4 3,95 2,27 3,82 64 24,88
Agosto 2,30 4 3,98 2,23 3,84 53 21,18
Setembro 2,80 4 3,81 2,42 3,88 46 17,97
Outubro 2,70 4 3,69 2,67 3,96 34 13,26
Novembro 2,70 3 3,43 2,59 3,84 37 13,34
Dezembro 2,80 3 3,05 2,63 3,73 36 11,85
Média 2,37 DP4 3,39 2,26 3,46 42 12,91
Soma - - - - - - 154,96
136
O comportamento do vento e do resultado do potencial na mesorregião de
Jaguaribe revela o seguinte: (i) grande espalhamento na rosa-dos-ventos; (ii)
persistência da direção do vento flui em boa parte do tempo de Norte para Sudeste; (iii)
que no período seco a variação é de mais de 100% do total sobre a potência do período
úmido, cuja condição é caracterizada no Atlas Eólico do Ceará; (iv) as diferenças da
potência entre as estações, como pode ser observado, não foram tão expressivas; (v) no
cômputo da potência, a variação e os valores dos parâmetros de forma e escala de
Weibull não apresentaram oscilações significativas; (vi) dentre as estações estudadas
aquela que apresentou a menor potência eólica foi Jaguaribe. Por sua vez, a estação de
Icapuí foi a que registrou a maior potência eólica; e (vii) em termos gerais, pode-se
dizer que essas estações conservam um ciclo semestral bem definido, como também, as
variações de máximas estão entre agosto a novembro e as de mínimas entre fevereiro a
maio.
A Mesorregião dos Sertões Cearenses: essa área de estudo é composta pelas estações
de Ibaretama, Crateús, Quixadá, Quixeramobim e Senador Pompeu.
Na estação de Ibaretama os meses de setembro, outubro e novembro
apresentaram valores de VDPrev de 3,60 m/s, enquanto a média anual foi de 2,79 m/s.
A máxima VDPred foi detectada no mês de outubro, com 4,97 m/s, e a média anual foi
de 3,81 m/s. Essa condição de vento não permite um grande aproveitamento eólico, pois
situou na classe < 1. A direção predominante foi de Nordeste (DP2) com média de
ocorrência de 41% durante o período estudado. O potencial eólico acumulado no
período estudado foi de 225,79 W/m², e considerando o período úmido na região, a
média foi de 12,34 W/m², enquanto que no período seco a média foi de 25,29 W/m²,
representando no período úmido 33% e no período seco 67% do total do potencial
acumulado. O ganho representativo do período seco para úmido da potência é de
104,94% (Tabela 6.36).
137
Tabela 6.36. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Ibaretama.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 3,00 2 4,31 2,98 4,51 49 26,38
Fevereiro 2,70 2 3,73 2,60 3,98 44 17,53
Março 2,20 2 3,36 1,99 3,39 38 11,52
Abril 2,10 2 2,76 2,46 3,03 30 5,58
Maio 2,00 4 2,67 2,44 2,90 35 5,67
Junho 2,10 4 2,87 2,68 3,16 37 7,33
Julho 2,50 4 3,46 2,87 3,73 36 11,28
Agosto 2,80 4 3,90 3,21 4,38 38 18,56
Setembro 3,60 2 4,38 3,70 4,73 39 22,43
Outubro 3,60 2 4,97 3,56 5,06 43 31,03
Novembro 3,60 2 4,75 3,50 5,12 50 37,45
Dezembro 3,30 2 4,58 3,31 4,79 50 30,99
Média 2,79 DP2 3,81 2,94 4,07 41 18,82
Soma - - - - - - 225,79
Para a estação de Crateús, o mês de outubro apresentou a máxima VDPrev, com
valor médio de 3,60 m/s, enquanto a média anual foi de 2,65 m/s. A máxima VDPred
foi detectada também no mês de outubro, com 4,19 m/s e a média anual foi de 3,48 m/s.
De acordo com o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, essa
condição de vento não permite aproveitamento eólico, pois se situou na classe <1.
A
direção predominante foi de Sudeste (DP4) com uma média de ocorrência em torno de
37% durante o período estudado. O potencial eólico total acumulado encontrado foi de
168,53 W/m², e considerando os períodos úmidos e seco as médias foram 10,54 e 17,54
W/m², respectivamente, representando no período úmido 38% e no período seco 62%
do total do potencial eólico. Por outro lado, o ganho representativo do período seco para
úmido da potência foi de 66,41% (Tabela 6.37).
138
Tabela 6.37. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Crateús.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,50 2 3,08 2,43 3,87 45 16,91
Fevereiro 2,40 3 2,89 2,17 3,26 44 10,87
Março 2,20 4 2,74 2,37 3,09 38 7,39
Abril 2,10 4 2,86 2,22 3,22 34 8,00
Maio 1,90 4 3,13 2,51 3,52 37 10,43
Junho 2,10 4 3,71 2,88 4,15 22 9,64
Julho 2,50 4 3,92 2,81 4,40 25 12,61
Agosto 2,80 4 3,96 2,77 4,44 33 17,81
Setembro 3,20 3 4,08 3,02 4,56 35 19,40
Outubro 3,60 3 4,19 3,44 4,67 42 23,69
Novembro 3,20 3 3,59 3,21 4,01 44 16,14
Dezembro 3,30 2 3,62 3,03 4,04 41 15,57
Média 2,65 DP4 3,48 2,74 3,94 37 14,04
Soma - - - - - - 168,53
Na estação de Quixadá, o mês de outubro distinguiu-se como aquele que
apresentou a máxima VDPrev, com valor de 3,80 m/s, enquanto a média anual foi de
2,40 m/s. A máxima VDPred foi no mês de outubro, com 4,16 m/s e a média anual foi
de 3,48 m/s. De acordo com o sistema de classificação de velocidade de ventos e
potência, essa condição de vento não permite aproveitamento eólico, pois se situou na
classe < 1. A direção predominante foi de Sudeste (DP4) com uma média de ocorrência
em torno de 38% durante o período estudado. O potencial eólico total acumulado
encontrado foi de 136,08 W/m², e considerando o período úmido na região, entre janeiro
e junho, a média foi de 8,37 W/m², enquanto que no período seco, entre julho e
dezembro, foi de 14,31 W/m², representando para o período úmido 37% e para o
período seco 63% do total do potencial eólica. Por outro lado, o ganho representativo do
período seco para úmido da potência foi de 70,97% (Tabela 6.38).
139
Tabela 6.38. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Quixadá.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,90 2 3,63 2,92 3,76 40 12,70
Fevereiro 2,00 3 3,83 2,01 3,55 38 13,20
Março 2,00 2 3,12 1,82 3,05 31 7,78
Abril 1,50 4 3,01 1,57 2,49 35 5,80
Maio 1,50 4 2,71 1,42 2,39 35 6,16
Junho 1,50 4 2,61 1,57 2,32 33 4,54
Julho 1,80 4 3,24 1,76 2,79 35 6,92
Agosto 2,10 4 3,64 2,19 3,35 40 10,75
Setembro 2,70 4 3,84 2,66 3,83 35 12,32
Outubro 3,80 3 4,16 3,63 4,40 42 19,71
Novembro 3,70 3 4,10 3,43 4,38 44 20,67
Dezembro 3,30 2 3,92 3,35 4,07 41 15,48
Média 2,40 DP4 3,48 2,36 3,36 38 11,34
Soma - - - - - - 136,08
Para a estação de Quixeramobim, o mês de novembro destacou-se com uma
VDPrev de 4,40 m/s, e média anual de 2,38 m/s. Por outro lado, a máxima VDPred foi
detectada também no mês de outubro, com 4,50 m/s, e a média anual foi de 2,71 m/s.
Essa condição de vento não permite aproveitamento eólico, se levado em consideração
o sistema de classificação de velocidade de ventos e potência, pois se situou na classe <
1. A direção predominante do vento foi de Leste (DP3) com uma média de ocorrência
em torno de 39% durante o período estudado. O potencial eólico total acumulado
encontrado foi de 194,47 W/m², e considerando o período úmido na região, entre janeiro
e junho, a média foi de 11,81 W/m², enquanto que no período seco, entre julho e
dezembro, foi de 20,60 W/m², representando no período úmido 36% e no período seco
64% do total do potencial eólico. O ganho representativo do período seco para úmido da
potência foi de 74,42% (Tabela 6.39).
140
Tabela 6.39. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Quixeramobim.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 2,70 2 3,33 2,46 3,57 38 11,36
Fevereiro 2,10 2 2,23 0,80 2,22 46 48,54
Março 0,10 2 0,02 0,69 0,09 59 0,01
Abril 2,50 3 2,98 2,76 2,97 31 5,01
Maio 1,60 3 2,05 1,31 1,95 27 3,09
Junho 1,10 4 1,80 0,88 1,29 22 2,84
Julho 1,30 4 1,34 0,75 1,32 25 8,03
Agosto 1,80 4 2,45 1,17 2,74 33 14,25
Setembro 3,10 3 3,62 2,16 3,93 39 17,00
Outubro 4,10 3 4,16 5,19 4,72 52 28,43
Novembro 4,40 3 4,50 5,72 4,93 54 34,03
Dezembro 3,70 3 3,98 2,97 4,28 47 21,84
Média 2,38 DP3 2,71 2,24 2,84 39 16,20
Soma - - - - - - 194,45
Na estação de Senador Pompeu, os meses de agosto, setembro, outubro e
novembro destacaram-se com máximos de VDPrev, com valores iguais de 1,70 m/s,
enquanto a média anual foi de 1,52 m/s. A máxima VDPred foi detectada no mês de
novembro, com 3,87 m/s, e a média anual foi de 2,95 m/s. Essa condição de vento não
permite um grande aproveitamento eólico se levado em consideração o sistema de
classificação de velocidade de ventos e potência. A direção predominante do vento foi
de Leste (DP3) com uma média de ocorrência em torno de 43% durante o período
estudado. O potencial eólico total acumulado encontrado foi de 85,82 W/m², e
considerando o período úmido, a média foi de 5,39 W/m², enquanto que no período seco
a média foi de 8,91 W/m², representando no período úmido 38% e no período seco 62%
do total do potencial acumulado. O ganho representativo do período seco para úmido da
potência foi de 65,31% (Tabela 6.40).
141
Tabela 6.40. Valores médios mensais da velocidade do vento direção predominante
(VDPrev), velocidade do vento na direção predominante (VDPred), parâmetros de
Weilbull (A e B), potência eólica (POT) e freqüência relativa do vento (FR) para a
estação de Senador Pompeu.
Mês
VDPrev
(m/s)
DPv
VDPred
(m/s)
A
B
FR
(%)
POT
(W/m²)
Janeiro 1,60 2 3,36 1,88 3,04 37 8,75
Fevereiro 1,50 2 3,33 1,62 2,87 37 8,84
Março 1,60 2 3,18 1,42 2,30 31 4,95
Abril 1,20 4 2,14 1,37 1,88 34 3,19
Maio 1,30 4 2,16 1,60 2,01 37 3,16
Junho 1,20 4 1,91 1,61 2,03 39 3,45
Julho 1,50 4 2,31 1,84 2,33 35 3,80
Agosto 1,70 4 2,89 1,95 2,88 33 6,38
Setembro 1,70 3 3,24 2,22 3,23 34 8,12
Outubro 1,70 3 3,58 2,43 3,54 41 12,06
Novembro 1,70 3 3,87 1,93 3,38 40 12,62
Dezembro 1,60 2 3,47 1,82 3,12 39 10,45
Média 1,52 DP3 2,95 1,81 2,72 37 7,15
Soma - - - - - - 85,82
Com base nos dados de velocidade horária média das PCDs medidas a 10 m de
altura das estações localizadas nos Sertões Cearenses, percebe-se o seguinte: (i)
pequeno espalhamento na rosa-dos-ventos, praticamente unidirecional: de Nordeste para
Sudeste; (ii) do período úmido para o seco a variação é menor do que 100% do total da
potência do período; (iii) as diferenças da potência entre as estações não chegaram a ser
expressivas; (iv) no cômputo da potência a variação e os valores dos parâmetros de
forma e escala de Weibull não apresentaram oscilações significativas; (v) dentre as
estações estudadas aquela que apresentou a menor potência eólica foi Senador Pompeu.
Por sua vez, a estação de Ibaretama foi a que registrou a maior potência eólica; e (vi) as
áreas conservam um ciclo semestral bem definido, como também, as variações de
máximas estão entre agosto a novembro e as de mínimas entre março a julho.
Um outro aspecto é que a sazonalidade dos ventos no Estado do Ceará é
complementar ao regime hídrico predominante na geração hidrelétrica no Brasil. Como
mais de 90°/o da produção de energia elétrica brasileira é proveniente de usinas
142
hidrelétricas, o potencial eólico do Estado do Ceará é máximo justamente no período de
níveis mínimos de reservatórios, onde os custos associados de geração e os riscos de
déficit são máximos. Uma participação de usinas eólicas no sistema elétrico poderá
contribuir para a estabilização sazonal da oferta de energia.
Neste trabalho foi utilizada a forma de avaliação de ventos proposta por ASSIS
et al. (1996), que considera os ventos com velocidades menores que 3,00 m/s como
fracos; entre 3,00 e 5,00 m/s como moderados e aqueles com velocidade maior do que
5,00 m/s como fortes. Assim, com base nesses valores e nos dados expostos no Quadro
3.2., foi estabelecida a seguinte análise: ventos menores que 3,0 m/s não são bons para a
produção de energia eólica, os ventos entre 3,0 e 4,4 m/s respondem positivamente às
necessidades na implantação de pequenos projetos eólicos e acima de 4,4 m/s são
aproveitáveis para grandes projetos eólicos. Com base nesses critérios, a Figura 6.1
(VDPrev) e a Figura 6.2 (VDPred) exibe a viabilidade do potencial eólico estado do
Ceará a 10 m de altura em todas as mesorregiões estudadas. Outras informações
relevantes desse estudo são relacionadas a seguir:
1) A estação de Jati, localizada na mesorregião do Sul Cearense (1), distinguiu-se das
demais, pois apresentou viabilidade para exploração eólica de grandes projetos.
2) A mesorregião do Centro-Sul Cearense (2) não apresentou vocação para pequenos
projetos, em face das estações terem apresentadas velocidades do vento na direção
predominante abaixo de 3,0 m/s.
3) A mesorregião dos Sertões Cearense (3) apresenta velocidade de vento apropriada
para pequenos projetos. Nessa região, os ganhos de potência entre o período úmido e
seco não foram superiores a 100%, demonstrando relativa distribuição de capacidade
eólica ao longo do ano.
4) A Mesorregião de Jaguaribe (4) apresenta vocação para pequenos projetos, porém,
Icapuí e Jaguaruana apresentaram potenciais para exploração eólica de grandes projetos.
143
Figura 6.1. Viabilidade do potencial eólico estado do Ceará a 10 m de altura em função do vento médio
(VDPrev) nas mesorregiões: (1) Sul Cearense; (2) Centro-Sul Cearense; (3) Sertões Cearenses; (4)
Jaguaribe; (5) Noroeste Cearense; (6) Norte Cearense e (7) Metropolitana de Fortaleza.
5) Na Mesorregião do Noroeste Cearense (5), as estações de Acaraú, São Benedito e
Ubajara, apresentam condições para grandes projetos, enquanto os demais apresentam
condições apenas para pequenos projetos, exceto Santa Quitéria e Groiaras.
6) A mesorregião do Norte Cearense (6) apresenta vocação para pequenos projetos,
porém, a estações de Amontada e Beberibe apresentaram viabilidades para exploração
eólica em grandes projetos.
7) A Mesorregião Metropolitana de Fortaleza (7) é adequada para pequenos projetos
eólicos. Nessa Mesorregião vento flui 100% da direção Leste.
2,986
2,974
144
Figura 6.2. Viabilidade do potencial eólico estado do Ceará a 10 m de altura por direção predominante
(VDPred) nas mesorregiões: (1) Sul Cearense; (2) Centro-Sul Cearense; (3) Sertões Cearenses; (4)
Jaguaribe; (5) Noroeste Cearense; (6) Norte Cearense e (7) Metropolitana de Fortaleza.
O resultado da análise da regionalização expressa nas Figuras 6.1 e 6.2 da
potencialidade eólica a 10 m de altura no estado do Ceará identificou apenas duas (02)
mesorregiões onde é possível a exploração para pequenos projetos eólicos de acordo
com a escala de velocidade utilizada neste trabalho para a condição de VDPrev, e seis
(06) para a condição de VDPred, ocorrendo em média um aumento da ordem de 32,48%
na velocidade média do vento quando levando em conta a direção predominante do
vento.
3,9463,904
3,736
145
6.2. Análise da potência eólica
Com relação à potência eólica identificada com base nos dados de velocidade
horária média medidas a 10 m de altura, expostas nas Tabelas 6.1 a 6.30 extraímos as
informações que nos permitiram elaborar a distribuição espacial da potência eólica
média com relação à direção predominante usando os recursos do Surfe 32.
Genericamente, as isolinhas de potência eólica disponível foram denominadas de
isodinas (REED apud ALVES, 2001). Para a potência eólica disponível, Figura 6.3,
escolheu-se 16 W/m² como incremento básico entre as isodinas, pois foi esta a que
melhor delineou as características da região em função do valor da potência eólica
média da região dada pela direção predominante do vento.
Os valores da potência existentes como pode ser observado nas Tabelas 6.1 a
6.30, não chegaram a ser expressivas, e entende-se que no cômputo da potência a
variação e os valores dos parâmetros de forma e escala de Weibull representam
oscilações significativas; é importante observar que a variação da potência não obedece
à dinâmica da evolução dos valores de a e b determinado por esse trabalho, ou seja, se
fosse obedecida essa mesma dinâmica os valores da potência seriam crescentes e
decrescentes de acordo com a variação dos valores de a e b. O que sucede, é que no
cômputo da potência eólica apresentada neste trabalho, à freqüência da ocorrência de
vento naquela determinada direção estabelecida para o cálculo desse potencial é que vai
influenciar na distribuição desses valores de potência.
Dentre as estações estudadas aquela que apresentou a menor potência eólica para
o período estudado foi Icó (4,32 W/m²). Por sua vez, a estação que registrou a maior
potência eólica para o período estudado foi Amontada (71,09 W/m²).
Dando ênfase às estações estudadas aquela que apresentou a menor potência
eólica mensal dentro da potência máxima foi Icó (8,06 W/m²), no mês de julho. Por sua
vez, a estação que registrou a maior potência eólica mensal da potência máxima
registrada foi Amontada (129,56 W/m²), no mês de outubro.
Com o propósito de oferecer uma visão ampla e espacial do potencial eólico do
Ceará, calculou-se a densidade de potência média que resultou na Figura 6.3, cuja
análise possibilitou as seguintes observações:
146
Figura 6.3 – Densidade de potência eólica média em W/m² a partir de dados de vento a 10 m para o
estado do Ceará
(i) no Norte Cearense as maiores potências foram todas registradas no mês de outubro;
(ii) no Centro-Sul Cearense foi em julho;
(iii) enquanto que as regiões de maior variabilidade foram as Mesorregiões do Noroeste
e do Jaguaribe; porém, a tendência de ocorrência das maiores potências foi durante a
tríade outubro a novembro (freqüência de61%).
Em termos gerais, pode-se dizer que essas áreas se conservam num ciclo
semestral bem nítido, sendo as variações de máximas estão entre junho e dezembro e as
de mínimas entre março e maio.
0
16
32
48
64
80
96
112
128
144
160
176
192
147
Capítulo VII
______________________________________________________________________
7. Resultados e Discussão (3
o
parte)
No Ceará, o potencial eólico é reconhecidamente favorável ao aproveitamento
na área litorânea, de relevo mais plano e auxiliado pelas brisas marinhas. No entanto, o
relevo na parte interior do Estado apresenta uma situação bastante rica para a
possibilidade de existência de áreas de aceleração de ventos. Em outros locais, brisas de
montanhas - causadas por ciclos térmicos diurnos entre montanha/vale - podem
apresentar sinergias com os ventos alísios, dominantes na escala sinótica. Infelizmente,
ainda inexistem medições anemométricas em quantidade e qualidade suficiente no
interior do Estado para referenciar tais possibilidades, e os fenômenos de mesoescala
estão além do alcance dos recursos metodológicos empregados neste estudo.
A pronunciada sazonalidade dos ventos no Estado do Ceará apresenta notável
contraste na comparação dos períodos úmido (janeiro-junho) (Figura 7.1) e Seco (julho-
dezembro) (Figura 7.2).
No período úmido o Estado do Ceará também apresenta condições favoráveis à
operação de turbinas eólicas no Estado-da-arte mundial, com velocidades médias
semestrais entre 5,5m/s e 7,5m/s em grande extensão de seu território. No período
Seco, com velocidades mensal superiores a 7,0m/s em significativa percentagem de seu
território, superando 10,0m/s em muitos locais - com constância também excepcional.
O cálculo do fluxo de potência eólica semestral considerou os seguintes
parâmetros de forma de Weibull: no período Úmido, 2,76 para o interior e 3,49 para a
área litorânea; no período Seco, 4,12 para o interior e 5,85 para a área litorânea, a partir
de amostragens de estações representativas de respectivas regiões, e distribuídas
geograficamente.
O potencial eólico anual foi calculado para as alturas de 50m e 70m. A altura
típica de 50m corresponde às atuais turbinas eólicas no Estado-da-arte, com capacidades
entre 500 e 750kW. Na medida em que se consolidam no mercado as novas turbinas de
148
1.000 - 2.000 kW, com alturas de torre no entorno de 70m e até 100m, expande-se
também a sua utilização nas áreas interiores dos continentes.
Nota-se que o aumento da altura traz ganhos de potencial mais significativos no
interior do Estado (Figura 7.3). Este fato ocorre nas áreas de baixíssima rugosidade
(areia de dunas) existe pequeno aumento nas velocidades de vento entre estas duas
alturas; no caso de áreas com maior rugosidade (vegetação no interior do Estado), os
ganhos são significativos quando se aumenta a altura de captação eólica de 50m para
70m de altura.
O fluxo de potência eólica foi calculado a partir do mapa de densidade e das
velocidades médias anuais. A integração dos valores cúbicos de velocidade foi
realizada considerando parâmetros médios de forma de Weibull de 3,44 para o interior,
e 4,67 para o litoral do Ceará, distribuídos conforme o Mapa de Correlação. Estes
valores foram obtidos através de amostragem das estações mais representativas das
respectivas regiões.
Apesar da filtragem dos efeitos locais realizadas por software, julga-se
necessário comentar os resultados para a área litorânea: as torres anemométricas com
40m-50m de altura e instaladas em locais otimizados, revelaram velocidades médias
anuais superiores ao que seria previsível pelas extrapolações por software, dentro das
margens conservativas usuais em cálculos de engenharia e avaliações de potenciais
energéticos.
7.1 Comparação dos resultados
O potencial eólico é reconhecidamente favorável ao aproveitamento na área
litorânea, de relevo mais plano e auxiliado pelas brisas marinhas. No entanto, o relevo
na parte interior do Estado apresenta uma situação bastante rica para a possibilidade de
existência de áreas de aceleração de ventos. Em outros locais, brisas de montanhas -
causadas por ciclos térmicos diurnos entre montanha/vale - podem apresentar sinergias
com os ventos alísios, dominantes na escala sinótica.
No período úmido o Estado do Ceará também apresenta condições favoráveis à
operação de turbinas eólicas no Estado-da-arte mundial, com velocidades médias
semestrais entre 5.5m/s e 7.5m/s em grande extensão de seu território. No período
Seco, com velocidades mensal superiores a 7m/s em significativa percentagem de seu
território, superando 10m/s em muitos locais - com constância também excepcional.
149
Nota-se que o aumento da altura traz ganhos de potencial mais significativos no
interior do Estado (Figura 7.3). Este fato ocorre nas áreas de baixíssima rugosidade
(areia de dunas) existe pequeno aumento nas velocidades de vento entre estas duas
alturas; no caso de áreas com maior rugosidade (vegetação no interior do Estado), os
ganhos são significativos quando se aumenta a altura de captação eólica de 50m para
70m de altura.
Com base nas Figuras (7.1., 7.2. e 7.3.) do Atlas Eólico, regionalizou-se em
cinco (05) faixas distintas para classificação dos ventos, e serão aplicadas tanto na
fotointerpretação como na sobreposição das figuras em análise da validação do modelo
em comparação aos resultados dos dados extrapolados das PCDs para 50 m, sendo as
mesmas, a saber:
Faixa A = representada pela cor cinza, com variação de ventos médios entre 3,5 m/s a
4,5 m/s;
Faixa B = representada pela cor branca, com variação de ventos entre 5,0 m/s a 5,5 m/s;
Faixa C = representada pela cor verde, com ventos da ordem de 6 m/s;
Faixa D = representada pela cor amarela, com ventos em torno de 7 m/s; e,
Faixa E = representada pela cor vermelha, com ventos variando em média de 7,5 m/ a 8
m/s.
150
Começando com a fotointerpretação da sazonalidade dos ventos no Estado do
Ceará no período úmido (janeiro-junho), podemos caracterizar com base na Figura 7.1.:
quatro faixas (04) distintas da velocidade média de janeiro a junho a 50 m, a saber:
Faixa A = representada pela cor cinza, com variação de ventos médios entre 3,5 m/s a
4,5 m/s;
Faixa B = representada pela cor branca, com variação de ventos entre 5,0 m/s a 5,5 m/s,
corresponde à classe 1 para 50 m de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de
potência em torno de 200 W/m².
Figura 7.1. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período úmido
(janeiro-junho)
151
Faixa C = representada pela cor verde, com ventos da ordem de 6 m/s, corresponde à
classe 2 de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de potência em torno de 300
W/m²;
Faixa D = representada pela cor amarela, numa faixa muito fina nas proximidades do
litoral apenas, com ventos em torno de 7 m/s, corresponde à classe 3 de acordo com o
Quadro 3.2., com uma densidade de potência em torno de 400 W/m².
Analisando agora a sazonalidade dos ventos no Estado do Ceará no período seco
(julho-dezembro) podemos caracterizar com base na Figura 7.2.:
Interpretando os resultados espaciais do Figura 7.2. para o período de julho a
dezembro, detectamos quatro faixas (04) distintas da velocidade média de julho a
dezembro a 50 m, a saber:
Faixa B = representada pela cor branca, com variação de ventos entre 5,0 m/s a 5,5 m/s,
corresponde à classe 1 para 50 m de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de
potência em torno de 200 W/m².
Faixa C = representada pela cor verde, com ventos da ordem de 6 m/s, corresponde à
classe 2 de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de potência em torno de 300
W/m²;
Faixa D = representada pela cor amarela, com ventos em torno de 7 m/s, corresponde à
classe 3 de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de potência em torno de 400
W/m².
Faixa E = representada pela cor vermelha, com ventos variando em média de 7,5 m/ a 8
m/s ou mais, corresponde à classe 5 e 6 de acordo com o Quadro 3.2., com uma
densidade de potência variando em torno de 600 a 800 W/m².
152
Legenda
N
Figura 7.2. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período seco
(julho-dezembro)
153
Analisando agora a sazonalidade dos ventos no Estado do Ceará com base no
período anual, podemos caracterizar com base na Figura 7.3. com aumento da altura, os
ganhos de velocidade a 50 m:
Interpretando os resultados espaciais da Figura 7.3. para o período anual,
detectamos quatro faixas (04), a saber:
Legenda
N
Figura 7.3. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o período Anual
154
Faixa B = representada pela cor branca, com variação de ventos entre 5,0 m/s a 5,5 m/s,
corresponde à classe 1 para 50 m de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de
potência em torno de 200 W/m².
Faixa C = representada pela cor verde, com ventos da ordem de 6 m/s, corresponde à
classe 2 de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de potência em torno de 300
W/m²;
Faixa D = representada pela cor amarela, com ventos em torno de 7 m/s, corresponde à
classe 3 de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de potência em torno de 400
W/m².
Faixa E = representada pela cor vermelha, numa faixa muito fina nas proximidades do
litoral apenas, com ventos variando em média de 7,5 m/ a 8 m/s ou mais, corresponde à
classe 5 e 6 de acordo com o Quadro 3.2., com uma densidade de potência variando em
torno de 600 a 800 W/m².
A sazonalidade dos ventos dos dados extrapolados no período úmido (janeiro-
junho), com base na Figura 7.4.: identifica-se: (i) com verde lodo, com variação de
ventos médios entre 1,5 m/s a 3,0 m/s; (ii) com cinza, ventos entre 3,0 m/s a 4,5 m/s;
(iii) cor marrom, com ventos 4,5 a 6,0 m/s; (iv) cor azul, com ventos entre 6,0 e 7,5 m/s;
(iv) representada pela cor branca, numa faixa muito fina nas proximidades do litoral
apenas, com ventos superior a 7,5 m/s.
A sazonalidade dos ventos dos dados extrapolados no período seco (julho-
dezembro), com base na Figura 7.5.: encontra-se: (i) com amarelo, com variação de
ventos médios entre 1,5 m/s a 4,5 m/s; (ii) com vermelho, ventos entre 4, 5,0 m/s a 8,0
m/s; (iii) representada pela cor branca, numa faixa muito fina nas proximidades do
litoral apenas, com ventos superior a 8,0 m/s.
A sazonalidade dos ventos dos dados extrapolados no período anual, com base
na Figura 7.6.: determina-se que: (i) com branco, com variação de ventos médios entre
1,5 m/s a 3,0 m/s; (ii) com verde, ventos entre 3,0 m/s a 5,5 m/s; (iii) com a cor amarela,
com ventos superior a 5,5 m/s.
155
Comparando esses resultados com os resultados da modelagem, permite as
seguintes considerações: (i) as zonas de vento forte estão evidenciadas em ambos os
resultados; (ii) destaca-se, em ambos os resultados tanto o litoral como uma faixa do
Noroeste cearense com ventos fortes; (iii) o Sul, Centro-Sul e Nordeste cearense,
aparecem como ventos moderados nos dados extrapolados e como ventos médio no
dados da modelagem; (iv) em ambos os casos os ventos do litoral são da ordem de 7,5
m/s. (v) a modelagem, começa sua escala entre 3,5 e 5,0 m/s, enquanto que os dados
extrapolados entre 1,5 e 3,0 m/s, essa constatação, não invalida nem o modelo, nem
tampouco os resultados, pois na aplicação do modelo para determinar o vento a 50 m se
leva em consideração a rugosidade, orografia, entre outros elementos que podem
influenciar nos resultados, enquanto que a extrapolação feita a partir dos dados de
PCDs, foram expressos apenas por uma equação exponencial simples.
Sabe-se que o Estado do Ceará está imerso na contínua circulação atmosférica
subequatorial dos ventos alísios, intensificados pelas brisas marinhas ao longo de 640
km de seu perímetro litorâneo com o Oceano Atlântico. Superpondo-se a estes fatores,
a movimentação da Zona de Convergência Intertropical induz uma pronunciada
sazonalidade nos regimes de vento.
A alternância de períodos chuvoso e seco, causada pela migração da ZCIT,
coincide com a pronunciada sazonalidade nas velocidades de vento na região, atingindo
variações máximas de aproximadamente ±30% em torno do valor médio anual. No
período seco (Agosto-Dezembro) os ventos alísios e as brisas marinhas atingem máxima
intensidade e constância no Ceará.
Regionalmente, existe defasagem quanto ao período chuvoso e sua duração: no
interior ele é mais breve e abrange Fevereiro-Abril, no litoral se prolonga até Maio; foi
visto que esta defasagem se reflete regionalmente nas velocidades de vento.
O período de ventos mais intensos, Setembro-Dezembro, apresenta uma maior
regularidade interanual. Em Março-Abril, ápice do período chuvoso, predominam
ventos de Sudeste ao longo do dia.
Para tal tendência estatística, não é exagero estudar créditos de energia firme
para um significativo percentual de capacidade eólica instalada no Estado do Ceará.
Eventuais pequenas discrepâncias na análise acima podem ser atribuídas ao fato de se
estar comparando médias climatológicas com medições em um ano particular.
156
Figura 7.4. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o
período úmido (janeiro-junho)
157
-41 -40 -39 -38 -37 -36 -35
-7
-6
-5
-4
-3
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
5.5
6
6.5
7
7.5
8
8.5
Figura 7.5. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o
período seco (julho-dezembro)
158
-41 -40 -39 -38 -37 -36 -35
-7
-6
-5
-4
-3
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
5.5
6
6.5
7
7.5
8
Figura 7.6. - A sazonalidade dos ventos a 50 m no Estado para o
período Anual
159
CAPÍTULO VIII
______________________________________________________________________
8. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
Neste trabalho apontou-se a viabilidade e os benefícios de usar as energias
renováveis, como estudo de caso a energia eólica e a regionalização do potencial eólico,
como práxis necessária para incentivar uma política de sustentabilidade.
Verificou-se que as fontes renováveis de energia respondem por 73% da
produção, sendo aproximadamente 70%, referente ao grande potencial hidráulico
brasileiro, o que a eólica representa apenas 0,03%.
Sobre a energia eólica encontra-se em 3° lugar entre os empreendimentos que
deveria ter começado sua construção, em 4° lugar daqueles que estão ainda em
construção e 5° lugar daqueles que estão em operação. Entende-se, assim, que ocorreu
certa diminuição dos empreendimentos de energia eólica que deveria já se encontrar em
operação. A propósito da Potência em kW, o quadro se agrava muito mais dentre as
renováveis, pois a defasagem em relação aos que já estão em operação é de 4.564.093
kW, o que representa 2,8% apenas da potência atual em operação.
O Brasil, necessariamente, deveria produzir um aumento em média de 0,70% ao
ano de potência eólica inserida na sua matriz. É pouco provável alcançar esse patamar,
pois os estudos revelaram que certa queda nos interesse em investir na energia eólica,
como por exemplo, os altos índices de empreendimentos que foram contemplados pela
outorga, mais que ainda não começaram a ser construídos.
Apenas acrescenta que se todos os empreendimentos em energia eólica
outorgada se encontrassem em operação, o Brasil teria hoje uma participação de 19,2%
de energia eólica em sua matriz renovável.
Uma outra conclusão desse estudo está relacionado à análise de 48 atos
legislativos, em que se conclui que a política do setor elétrico brasileiro se volta mais
para a Flexibilização (41%) e o Incentivo (40%), enquanto que o P& D (6%) e
Responsabilidade Ambiental (13%) foram menos favorecidos.
Com base nos dados de velocidade horária média das PCDs medidas a 10 m de
altura, a avaliação do comportamento do vento e do seu potencial eólico nas
160
mesorregião do Ceará conclui-se que: (i) a estação de Jati, localizada na mesorregião do
Sul Cearense, distinguiu-se das demais, pois apresentou viabilidade para exploração
eólica de grandes projetos. (ii) a mesorregião do Centro-Sul Cearense não apresentou
vocação para pequenos projetos, em face das estações terem apresentadas velocidades
do vento na direção predominante abaixo de 3,0 m/s; (iii) a mesorregião dos Sertões
Cearense apresenta velocidade de vento apropriada para pequenos projetos. Nessa
região, os ganhos de potência entre o período úmido e seco não foram superiores a
100%, demonstrando relativa distribuição de capacidade eólica ao longo do ano; (iv) a
Mesorregião de Jaguaribe apresenta vocação para pequenos projetos, porém, Icapuí e
Jaguaruana apresentaram potenciais para exploração eólica de grandes projetos; (v) na
Mesorregião do Noroeste Cearense as estações de Acaraú, São Benedito e Ubajara,
apresentam condições para grandes projetos, enquanto os demais apresentam condições
apenas para pequenos projetos, exceto Santa Quitéria e Groiaras; (vi) a mesorregião do
Norte Cearense apresenta vocação para pequenos projetos, porém, a estações de
Amontada e Beberibe apresentaram viabilidades para exploração eólica em grandes
projetos; (vii) a Mesorregião Metropolitana de Fortaleza é adequada para pequenos
projetos eólicos. Nessa Mesorregião vento flui 100% da direção Leste.
Com relação à potência eólica identificada os resultados não chegaram a ser
expressivos, dentre as estações estudadas aquela que apresentou a menor potência eólica
para o período estudado foi Icó (4,32 W/m²). Por sua vez, a estação que registrou a
maior potência eólica para o período estudado foi Amontada (71,09 W/m²). Dando
ênfase às estações estudadas aquela que apresentou a menor potência eólica mensal
dentro da potência máxima foi Icó (8,06 W/m²), no mês de julho. Por sua vez, a estação
que registrou a maior potência eólica mensal da potência máxima registrada foi
Amontada (129,56 W/m²), no mês de outubro. Já no Norte Cearense as maiores
potências foram todas registradas no mês de outubro; no Centro-Sul Cearense foi em
julho; enquanto que as regiões de maior variabilidade foram as Mesorregiões do
Noroeste e do Jaguaribe; porém, a tendência de ocorrência das maiores potências foi
durante a tríade outubro a novembro (freqüência de 61%).
Em relação à comparação da extrapolação com a modelagem, concluímos que:
(i) as zonas de vento forte estão evidenciadas em ambos os resultados; (ii) destaca-se,
em ambos os resultados tanto o litoral como uma faixa do Noroeste cearense com
ventos fortes; (iii) o Sul, Centro-Sul e Nordeste cearense, aparecem como ventos
moderados nos dados extrapolados e como ventos médio no dados da modelagem; (iv)
161
em ambos os casos os ventos do litoral são da ordem de 7,5 m/s. (v) a modelagem,
começa sua escala entre 3,5 e 5,0 m/s, enquanto que os dados extrapolados entre 1,5 e
3,0 m/s, essa constatação, não invalida nem o modelo, nem tampouco os resultados,
pois na aplicação do modelo para determinar o vento a 50 m se leva em consideração a
rugosidade, orografia, entre outros elementos que podem influenciar nos resultados,
enquanto que a extrapolação feita a partir dos dados de PCDs, foram expressos apenas
por uma equação exponencial simples.
8.1 – Recomendações
Como trabalhos futuros utilizando essa linha de pesquisa em recursos
energéticos, seria importante:
1) continuar a estudar a viabilidade energética dos ventos com intuito de manter
a perspectiva da importância da participação dessa energia na matriz energética para o
desenvolvimento sustentável principalmente no Nordeste do Brasil;
2) comparar os atuais resultados dentro da escala trabalhada com a potência
atual já produzida em diversos parques eólicos no estado do Ceará para compor um
conjunto de banco de dados que venha auxiliar no planejamento energético no Estado e
que sirva de base para tomada de decisão;
3) fazer um re-estudo do problema utilizando modelagem que incorpore a
função custo-beneficio ambiental de acordo com a capacidade eólica encontrada em
cada localidade dentro dos três principais enfoques apresentados na revisão de literatura
desta tese.
4) incorporar aos estudos de implantação de parques eólicos, as possibilidades
de impactos com as rotas migratórias de aves provenientes dos EUA, e que tem como
parada central o litoral cearense;
Como consideração final desta tese, enfatizamos o pensamento feito por
BRÜSEKE (1994) ressaltando que, necessitamos de uma perspectiva multidimensional,
que envolva economia, ecologia e política ao mesmo tempo. Isso, no fundo, é o ponto
de partida da teoria do desenvolvimento sustentável. Apesar da sua estrutura ainda
inacabada, aponta este conceito na direção certa.
162
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