Preço capturado eólico: congestionamento, perdas e receitas

Ilustração editorial gerada por IA; não representa um projeto verificado, preços reais ou dados de gráficos.

1. Decisão económica

A rentabilidade eólica depende do preço quando realmente entrega. A média aritmética pondera igualmente horas calmas e ventosas; o preço capturado pondera MWh entregues. O congestionamento altera volume e composição das horas restantes. Avaliar cada MWh perdido pela média anual esconde essa interação. Uma turbina barata num nó fraco pode faturar menos que uma cara com ligação forte.

2. Dados e datas

O Banco Mundial regista TTF de 21.11 USD/MMBtu em agosto e 25.42 em setembro de 2026: gás, não um nó eólico. A previsão EIA de 6 de outubro, concluída em 1 de outubro, estima 52 USD/MWh grossistas anuais nos EUA para 2026. Nenhuma determina o preço horário do projeto. A IRENA oferece custos históricos, não propostas PPA eólicas verificadas de agosto–setembro de 2026. Obtenha preços locais horários antes de atribuir alterações do combustível à receita eólica.

3. Limite dos custos

O limite é o contador de liquidação; usam-se USD nominais ilustrativos de um ano sem impostos, recuperação de capital e financiamento. Preço capturado é soma de entrega horária × preço dividida pela entrega total. Perdas reduzem MWh; desequilíbrios e descontos contratuais reduzem caixa separadamente. Não deduza duas vezes perdas do transformador se a série já vem do contador de receita.

4. Cálculo ilustrativo

Assuma 60000 MWh brutos, 10000 MWh restringidos e perdas de 2% sobre os 50000 MWh restantes: entrega de 49000 MWh. A 50 USD/MWh a receita é 2450000 USD. Operação de 8 USD por MWh entregue custa 392000 USD, deixando 2058000 USD antes do capital. Se as horas restringidas renderiam apenas 20 USD/MWh, a receita bruta perdida diretamente é 200000 USD, não 500000 USD pela média de 50 USD/MWh.

5. Sensibilidade

Com volume e custo constantes, preços capturados de 40, 50 e 60 USD/MWh geram contribuições anuais de 1568000, 2058000 e 2548000 USD. Uma alteração de 10 USD/MWh move 490000 USD. Separadamente, reduzir perdas de 2% para 1% acrescenta 500 MWh; a 50 USD/MWh e custo variável de 8 USD/MWh aumenta a contribuição em 21000 USD. Não justifica gasto ilimitado em cabos ou transformadores.

Entrega ilustrativa anual de 49000 MWh e operação de 392000 USD; contribuição sem recuperação de capital, impostos ou financiamento.

6. Evidências contratuais e operacionais

Peça geração disponível e despachada, leituras e preços nodais horários no mesmo fuso. Identifique compensação de congestionamento, suspensão de apoio com preços negativos e responsável por desequilíbrios e reforços. Um PPA fixo estabiliza receitas dos MWh entregues, podendo manter volume e restrições com o produtor. Confirme o ponto de medição antes de aceitar uma margem de perdas.

Meça correlação do preço capturado antes de atribuí-la ao congestionamento. Se todos produzem nas mesmas horas baratas, preço baixo pode persistir sem restrição de entrega. Compare preços ponderados pela geração disponível e entregue para isolar horas removidas. Separe indisponibilidade: turbina parada e instrução da rede podem dar igual leitura, mas soluções e contrapartes diferentes.

7. Perguntas e próximos passos

A média anual substitui o preço capturado? Só se coincidirem os pesos horários; confirme. Toda restrição custa igual? Não, preço e compensação variam por hora. Mais capacidade aumenta sempre receita? Não com nó saturado em horas ventosas. Consulte o guia eólico e compare o limite solar.

8. Fontes primárias

[1] World Bank October 2026 Pink Sheet

[2] EIA October 2026 STEO

[3] IRENA renewable costs methodology