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  "title": "Preço capturado eólico: congestionamento, perdas e receitas",
  "summary": "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.",
  "readTime": "8 min de leitura",
  "author": "Voltformer Análise Energética",
  "category": "Economia da eletricidade",
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    "Sensibilidade da contribuição eólica anual",
    "Economia da eletricidade"
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  "contentMarkdown": "![Ilustração editorial gerada por IA: Painéis solares, turbinas eólicas, gabinetes de baterias e uma subestação elétrica](/article-images/energy-economics-power-2026.webp)\n\nIlustração editorial gerada por IA; não representa um projeto verificado, preços reais ou dados de gráficos.\n\n### 1. Decisão económica\n\nA 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.\n\n### 2. Dados e datas\n\nO [Banco Mundial](https://thedocs.worldbank.org/en/doc/74e8be41ceb20fa0da750cda2f6b9e4e-0050012026/related/CMO-Pink-Sheet-October-2026.pdf) 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](https://www.eia.gov/outlooks/steo/archives/oct26.pdf), concluída em 1 de outubro, estima 52 USD/MWh grossistas anuais nos EUA para 2026. Nenhuma determina o preço horário do projeto. A [IRENA](https://www.irena.org/Digital-Report/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024) 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.\n\n### 3. Limite dos custos\n\nO 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.\n\n### 4. Cálculo ilustrativo\n\nAssuma 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.\n\n### 5. Sensibilidade\n\nCom 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.\n\n![Sensibilidade da contribuição eólica anual](/article-charts/wind-capture-price-grid-congestion-export-losses-2026-pt.svg)\n\nEntrega ilustrativa anual de 49000 MWh e operação de 392000 USD; contribuição sem recuperação de capital, impostos ou financiamento.\n\n| Preço capturado | Contribuição anual (USD) |\n|---|---|\n| 40 USD/MWh | 1568000 |\n| 50 USD/MWh | 2058000 |\n| 60 USD/MWh | 2548000 |\n\n### 6. Evidências contratuais e operacionais\n\nPeça 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.\n\nMeça 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.\n\n### 7. Perguntas e próximos passos\n\nA 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](/articles/wind-turbine-tower-and-nacelle-transformer-vibration-and-compact-design) e compare o [limite solar](/articles/solar-lcoe-wacc-curtailment-interconnection-cost-2026).\n\n### 8. Fontes primárias\n\n[1] [World Bank October 2026 Pink Sheet](https://thedocs.worldbank.org/en/doc/74e8be41ceb20fa0da750cda2f6b9e4e-0050012026/related/CMO-Pink-Sheet-October-2026.pdf)\n\n[2] [EIA October 2026 STEO](https://www.eia.gov/outlooks/steo/archives/oct26.pdf)\n\n[3] [IRENA renewable costs methodology](https://www.irena.org/Digital-Report/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024)",
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