Eternit aposta na comercialização de módulos fotovoltaicos BIPV

Eternit aposta em nova frente com a comercialização de módulos fotovoltaicos BIPV.

Após telhas fotovoltaicas, empresa lança módulo Eternit Solar Leaf 50W, voltado para energia solar integrada às edificações e 80% mais leve que painéis tradicionais. Com nova tecnologia, a expectativa é fortalecer sua no setor de energia solar e atender público mais amplo.

Como parte de sua estratégia de investimento em tecnologias sustentáveis e diversificação de produtos fotovoltaicos, a Eternit, atuante no setor de materiais de construção e no segmento de coberturas, anuncia o Eternit Solar Leaf 50 W, um módulo solar desenvolvido para gerar energia elétrica de forma eficiente.

O produto representa um avanço significativo na tecnologia fotovoltaica, se destacando como a Solução Fotovoltaica Integrada à Construção (BIPV) e 80% mais leve que os painéis tradicionais. Após a comercialização de suas já conhecidas telhas fotovoltaicas de concreto e de fibrocimento, batizadas de Tégula Solar e Eternit Solar, respectivamente, que seguirão no portfólio, a companhia espera diversificar as possibilidades de mercado com o novo módulo, cuja tecnologia é exclusivamente brasileira.

O novo produto já tem aprovação do Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro) e oferecerá maior versatilidade para aplicação em diversas superfícies, incluindo telhados de todo tipo, fachadas, motorhomes e construções modulares. “Com o Eternit Solar Leaf, esperamos aumentar a nossa participação no setor de energia solar, explorando novos canais de vendas e ampliando a presença da marca em todo o território nacional, além de reforçar o nosso compromisso com a promoção da energia limpa e sustentável”, destaca o diretor Comercial da Eternit, Rodrigo Inácio, complementando que, assim como a Eternit Solar, o Solar Leaf será uma tecnologia acessível, voltada a democratização de soluções sustentáveis.

Com telha solar, Eternit aposta na simplificação de projetos fotovoltaicos

Dentre todos os produtos fotovoltaicos da empresa, o Solar Leaf possibilitará ainda maior potência, com uma capacidade de geração de 150 Watts por metro quadrado. “A economia mensal na conta de luz será a partir de R$150,00 e o retorno sobre o investimento ocorrerá entre três a cinco anos”, explica Inácio.

Por conta de sua leveza – menos de 3kg por metro quadrado –, o módulo representa um importante ganho de logística para a cadeia de fornecimento, já que as cargas poderão ser otimizadas e enviadas para áreas mais remotas e distantes da unidade de produção, localizada em Atibaia, interior de São Paulo. “O módulo é fácil de transportar, podendo ser carregado por uma única pessoa sem a necessidade de maquinário. Não descartamos exportar o produto no futuro, inclusive. A construção sem frame de alumínio facilita a instalação, não sendo necessária estrutura metálica de fixação extra, reduzindo custos, tempo e mão de obra”, acrescenta o diretor da empresa.

Eternit quer ser Tesla: a nova aposta da empresa em energia solar

Empresa especializada em materiais de construção vai lançar telhado solar.

A Eternit, empresa especializada no setor de materiais de construção e coberturas, vai lançar nos próximos dias um módulo solar desenvolvido para gerar energia elétrica. O teto solar será 80% mais leve que os painéis tradicionais. A Tesla, do empresário Elon Musk, é conhecida nos Estados Unidos por fabricar produtos semelhantes.

A Eternit oferece para o Solar Leaf garantia de fabricação de 10 anos e 25 de eficiência, assegurando tranquilidade e confiabilidade aos clientes. (pv-magazine-brasil)

Projeções da EPE para a mobilidade elétrica e transição energética no transporte

As projeções da EPE para a mobilidade elétrica e transição energética da matriz de transporte.

Número de licenciamentos de veículos leves eletrificados deve saltar de 170 mil em 2024 para 694 mil em 2034. Os veículos leves híbridos e elétricos devem somar uma frota de 4 milhões até 2034. Capacidade das baterias, infraestrutura de recarga e preço são as principais barreiras atuais para a adoção massiva da tecnologia. O número de postos públicos de recarga deve saltar para 10 até o final de 2025.

Os modelos eletrificados devem corresponder a 17,6% dos veículos leves licenciados no Brasil em 2034, saltando de 7% em 2024, projeta a Empresa de Pesquisa Energética, no caderno Eletromobilidade: Transporte Rodoviário, parte dos estudos do Plano Decenal de Expansão da Energia 2034, que apoia as decisões do Ministério de Minas e Energia. Somente em 2034, devem ser licenciados 694 mil veículos leves eletrificados, de 170 mil em 2024, com os modelos híbridos sem carregamento (HEV) ganhando espaço das tecnologias plug-in (PHEV) e puramente elétricas (BEV).

Ao todo, os híbridos e elétricos devem somar uma frota de 4 milhões até 2034, ou 8,3% do total de 48 milhões de veículos leves que estarão em circulação, segundo as projeções da EPE.

Baterias, infraestrutura e preço são as principais barreiras para veículos elétricos

Preço médio dos veículos eletrificados mais vendidos no Brasil caiu substancialmente nos últimos anos. O aumento de oferta de modelos por montadoras estrangeiras e isenções de impostos permitiram a redução dos preços, que apesar disso, ainda permanecem em patamares elevados. Mas, ao mesmo tempo, os preços de modelos a combustão interna produzidos domesticamente também aumentaram, chegando a patamares próximos a R$ 100 mil, reduzindo a diferença entre modelos a combustão interna e eletrificados.

Um híbrido sedan de luxo é cerca de 20% mais caro (R$ 190 mil) que um similar a combustão (R$ 150 mil). As vendas dos carros eletrificados (valor médio R$243 mil em 2023), que correspondem a 4,3% do licenciamento total, seguem limitadas ao mercado premium e às camadas da população com maior poder aquisitivo.

Infraestrutura de recarga ainda mantém a alta concentração no estado de São Paulo, apesar do aumento de eletropostos públicos e semipúblicos em outras regiões, principalmente a Região Sul. A discussão sobre a atualização das normas de segurança das instalações dos postos de recarga, principalmente em garagens e edificações, aparece como uma das principais pautas do tema no ano de 2024. A projeção é que o número de eletropostos públicos e semipúblicos salte de 3.800 até o final de 2023 para 10.000 até o final de 2025.

Outra importante barreira para o crescimento de veículos elétricos é a oferta futura de baterias. A oferta de baterias requer investimentos em mineração e processamento custosos e intensivos em energia e emissões. Podem ocorrer novas preocupações geopolíticas, diante da necessidade de segurança energética e das localidades potencialmente ofertantes dos minerais estratégicos.

Por outro lado, inovações tecnológicas, melhoria na manufatura das baterias incluindo avanços com catodos de menor custo, como a de lítio, ferro e fosfato (LFP), devem continuar a reduzir os preços desses insumos, que podem alcançar US$80/kWh em 2030, de US$ 139/kWh em 2023, de acordo com a BNEF.

Ônibus e caminhões elétricos

Para veículos pesados, a eletrificação deve avançar em nichos, como a entrega em última milha por comerciais leves e caminhões leves (16% dos licenciamentos), e os ônibus urbanos (26% de participação). Para caminhões semipesados e pesados, tecnologias híbridas e a gás natural devem se expandir mais do que os elétricos, com manutenção do domínio da combustão do diesel (93% das vendas em 2034).

Em 2034, ônibus eletrificados representarão 9% de uma frota de mais de 530 mil unidades. Além disso, a projeção é que parte dos BRTs (Bus Rapid Transit) serão elétricos.

Biocombustíveis como alternativa à eletrificação do transporte

A disponibilidade de combustíveis renováveis produzidos no Brasil, com tecnologia flex-fuel disseminada e infraestrutura de abastecimento compartilhada com os combustíveis fósseis, permite que o país gerencie o ritmo de eletrificação conforme o desenvolvimento da indústria global, sem necessidade de se comprometer com uma rota específica. Os veículos flex-fuel representam a maior parte da frota de 48 milhões de veículos leves estimada para 2034, com 37 milhões de unidades (77% do total).

Os biocombustíveis também são incentivados por políticas públicas como o Programa Combustível do Futuro, que tem o objetivo de ampliar o uso de combustíveis sustentáveis e de baixa emissão de carbono, impactando o ritmo de eletrificação do transporte.

Nesta semana, a Comissão de Infraestrutura do Senado Federal aprovou o relatório do PL 528/2020, que estabelece o programa. O texto, que já havia sido aprovado pela Câmara dos Deputados em março, cria iniciativas como o Programa Nacional do Diesel Verde (PNDV), do Programa Nacional do Bioquerosene de Aviação (ProBioQAV) e outros incentivos para estimular o desenvolvimento de combustíveis sintéticos, etanol e biodiesel.

Cenário global: 16,8 milhões de vendas de veículos elétricos em 2024

Infográficos

Venda de carros elétricos acelera no mundo — mas não no Brasil

Crescimento global nos últimos 3 anos triplicou, mesmo quando a pandemia encolheu o mercado de carros convencionais e fabricantes enfrentaram gargalos na cadeia de suprimentos.

Em 2023, as vendas de automóveis elétricos chegaram a 13,8 milhões, 3,5 milhões a mais que em 2022, representando um aumento de 35%, segundo a Agência Internacional da Energia. A expectativa é que em 2024 sejam 16,8 milhões.

As dez maiores produtoras de veículos, com mais de 40 milhões vendidos em 2023, 55% do total, estabeleceram metas de vendas de mais de 20 milhões de veículos leves elétricos em 2030. Mais de 20 montadoras (90% das vendas em 2023) anunciaram metas de eletrificação, que combinadas resultariam em 2030 em vendas de eletrificados entre 42% e 58%.

A aceleração, particularmente na Europa e EUA, pode também ser atribuída a incentivos/subsídios. Desde 2020, US$ 130 bilhões foram desembolsados, com destaque para o Mecanismo de Recuperação e Resiliência da UE e o Ato de Redução da Inflação (IRA) nos EUA. Além disso, US$ 25 bilhões foram providos para apoiar financeiramente a produção de baterias e reciclagem.

Inovações tecnológicas, melhoria na manufatura das baterias incluindo avanços com catodos de menor custo, como a LFP (Lithium Iron Phosphate), devem continuar a reduzir os preços das baterias, podendo alcançar $80/kWh em 2030 (BNEF). A conjuntura de sobreoferta na China fez o preço médio da bateria a LFP cair para $53/kWh no primeiro quadrimestre de 2024, uma queda de 51% frente aos preços de 2023 (BNEF). (pv-magazine-brasil)

Eletrificados somam 18% de licenciamentos de veículos leves em 2034

Eletrificados devem somar 18% de licenciamentos de veículos leves em 2034, segundo EPE.

Caderno de eletromobilidade do PDE 2034 indica que rotas de híbridos e elétricos alcançará 3,7 milhões de veículos no total no final do período.

O caderno traz ainda estimativa de que, em 2034, os veículos leves eletrificados representarão 18% dos licenciamentos desta categoria, contabilizando 694 mil unidades, e a frota de híbridos e elétricos alcançará 3,7 milhões de veículos no total.

Até julho/24, emplacamentos de veículos eletrificados em 2024 já supera total de 2023

Com 15.312 emplacamentos, as vendas de veículos eletrificados leves em julho no Brasil foram as melhores de 2024 até agora, levando o acumulado do ano a superar, em apenas sete meses, o total de vendas de 2023.

De janeiro a julho, o mercado nacional emplacou 94.616 veículos leves eletrificados, ultrapassando os 93.927 de janeiro a dezembro de 2023 – que já tinha sido o melhor ano da história da eletromobilidade no Brasil.

Com esses números, o mercado brasileiro também superou a marca simbólica de 300 mil veículos elétricos e híbridos leves em circulação no país, de diferentes tecnologias de eletrificação, desde o início da série histórica da ABVE.

Em julho, esse total chegou a 315.047, dos quais pelo menos 152.493 são veículos plug-in, com recarga externa (BEV e PHEV). Os demais são HEV flex, HEV a gasolina e MHEV (híbridos sem recarga externa).

Com 15.312 veículos, julho foi também o melhor mês de vendas de eletrificados de 2024 e o segundo da série histórica, só superado por dezembro (16.279).

Em junho de 2024 (14.396), o aumento em julho foi de 6,4% e na comparação com julho de 2023 (7.462 veículos), de excelentes 105%.

Já em relação ao total de vendas domésticas de veículos leves (autos + comerciais leves), que foi de 227.300 em julho, segundo a Fenabrave, a participação de mercado dos eletrificados (market share) manteve-se no mesmo patamar de 7% dos últimos meses.

Os números de julho reforçam a previsão da ABVE de que o ano se encerrará com vendas totais superiores a 150 mil veículos leves eletrificados.

“O interesse dos brasileiros por veículos elétricos é crescente e irreversível” – diz o presidente da ABVE, Ricardo Bastos.

“O consumidor está se familiarizando cada vez mais com as novas tecnologias e se tornando mais consciente dos benefícios ambientais e das vantagens econômicas que estes veículos proporcionam”.

Modelos

A crescente oferta de modelos de eletrificados também contribuiu para o crescimento do mercado. Entre janeiro e julho, o Brasil emplacou 301 modelos de eletrificados leves, um aumento de 21% sobre 2023 (248).

Os veículos plug-in representaram 66% desses modelos (198), sendo 62% de BEV (122) e 38% de PHEV (76). Os demais 34% são híbridos sem recarga externa (HEV, HEV Flex e MHEV).

O segmento de modelos mais emplacados são os SUVs. Essa tendência de mercado esteve presente em 2023 e se mantém em 2024.

Tecnologias

Os veículos plug-in, que inclui aqueles que movidos 100% a bateria (BEV) e os híbridos plug-in (PHEV), continuam mantendo a liderança de mercado em 2024, com 70% de participação em relação ao total de eletrificados.

Os 30% restantes estão distribuídos entre os híbridos convencionais (HEV+HEV Flex + MHEV).

Em julho, o mercado brasileiro emplacou 6.659 PHEV, com participação de 43,5% sobre o total de eletrificados. Em relação a junho (5.047), houve um crescimento de 32%. Já na comparação com julho de 2023 (2.597), o aumento foi de 156%.

Os BEV 100% elétricos participaram com 30,7% dos emplacamentos de eletrificados em julho (4.703). Na comparação com junho (5.190), esse segmento teve uma retração de 9%. Já em relação a julho de 2023 (950), houve um aumento extraordinário de 395%.

Os HEV convencionais (elétricos não plug-in a gasolina ou diesel) ficaram com 6,4 % do total de eletrificados em julho (977). Os HEV Flex, com 11,1% (1.707), e os micro híbridos MHEV, com 8,3% (1.266).

De janeiro a julho de 2024, a participação das tecnologias no mercado dos eletrificados é a seguinte:

BEV: 35.907 (38%)

PHEV: 29.955 (31,7%)

HEV: 8.371 (8,8%)

HEV Flex: 12.694 (13,4%)

MHEV: 7.689 (8,1%).

Recarga

A infraestrutura de recarga também é um ponto chave para a promoção desse crescimento do mercado de veículos elétricos, especialmente os plug-in (BEV + PHEV).

Segundo estimativa da Tupi Mobilidade, empresa do Grupo de Infraestrutura da ABVE, em julho havia 8.800 eletropostos, públicos e semipúblicos disponíveis no Brasil.

O ano de 2024 tem sido marcado pela expansão da infraestrutura de recarga no país. Empresas como Raízen Power e Vibra participam desse movimento, por meio de parcerias com startups (como Tupi Mobilidade, EZVolt e outras) e também com montadoras (BYD).

Geografia da Eletromobilidade

A região Sudeste segue na liderança dos emplacamentos de eletrificados. Em julho, foram 7.486 veículos nessa região, ou 49% do total. São Paulo é o estado que mais contribuiu para essa liderança, com 4.914 emplacamentos.

O Sul ocupa o segundo lugar, com 19% (2.913), seguido pelo Centro-Oeste, com 14,5% (2.214), bem próximo do Nordeste, com 14,2% (2.178). A região Norte participa com 3,3% (521).

Em relação aos estados, os cinco principais em julho/24são:

1º – São Paulo: 4.914

2º – Distrito Federal: 1.282

3º – Rio de Janeiro: 1.182

4º – Santa Catarina: 1.079

5º – Paraná: 1.016

Em relação aos municípios, os cinco principais em julho/24 são:

1º – São Paulo: 2.139

2º – Brasília: 1.282

3º – Rio de Janeiro: 720

4º – Belo Horizonte: 522

5º – Curitiba: 480

Processo de interiorização dos veículos leves eletrificados (excluídas as capitais), municípios que mais se destacaram em julho/24 são:

1º – Campinas/SP: 223

2º – Uberlândia/MG: 146

3º – Ribeirão Preto/SP: 127

4º – Sorocaba/SP: 122

5º – Barueri/SP: 114. (abve.org)

Reduzir cortes de renováveis e de impostos sobre baterias atenuam aumento na tarifa

Redução de cortes de renováveis e de impostos sobre baterias poderia atenuar aumento na tarifa, diz Absolar

Cortes na geração das usinas renováveis somam cerca de R$ 1 bilhão e desperdiçam energia renovável e competitiva. Carga tributária nas tecnologias de armazenamento supera 80% e dificulta suas aplicações no país.

O aumento na conta de luz dos brasileiros, anunciado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), com início em setembro da chamada “bandeira vermelha patamar 2”, a mais cara no setor, poderia ser menor se não fossem os cortes recorrentes nas usinas renováveis mais competitivas. A avaliação é da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar).

Aumento nas tarifas ocorre por conta da falta de chuvas e acionamento de termelétricas fósseis, mais caras e poluentes, mas também poderia ser aliviado pela redução dos impostos nas tecnologias de armazenamento, capazes de aumentar a disponibilidade das fontes renováveis.

Para a associação, esse cenário acende um alerta para a necessidade de reforçar o planejamento e os investimentos na infraestrutura do setor elétrico, sobretudo em linhas de transmissão e novas formas de armazenar a energia limpa e renovável, gerada em abundância no país.

“Para isso, é fundamental aplicar para as tecnologias de armazenamento de energia elétrica o mesmo tratamento fiscal utilizado para a fontes renováveis, pois a carga tributária sobre baterias ultrapassa os 80% atualmente. O Brasil está dez anos atrasado frente ao mundo no uso de baterias e isso prejudica o protagonismo do País na corrida pela transição energética e pela consolidação de uma economia cada vez mais robusta, competitiva e sustentável”, aponta Rodrigo Sauaia, CEO da Absolar.

Aumento na conta de luz poderia ser menor, com redução de cortes de fontes renováveis e menos impostos sobre baterias.

“Em relação aos cortes de geração renovável (constrained-off ou curtailment), eles são determinados diretamente pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Os empreendedores não possuem controle e nem responsabilidade sobre essas decisões, que já representam um desperdício acumulado de energia limpa de cerca de R$ 1 bilhão nos últimos dois anos. Trata-se de um grande contrassenso, pois o País aciona usinas mais caras e poluentes, ao mesmo tempo em que restringe a geração solar e eólica”, destaca Sauaia.

Para a entidade, o uso da energia solar e tecnologias de armazenamento pode aliviar a pressão sobre as tarifas de energia elétrica e o consequente aumento na inflação, que corrói o poder de compra das famílias e a competitividade dos setores produtivos.

Energia limpa deve fazer China cortar emissões de CO₂

“Geração própria solar é uma das melhores soluções para se proteger das bandeiras tarifárias e, assim, aliviar o bolso dos brasileiros diante de uma escassez hídrica cada vez mais frequente”, diz Ronaldo Koloszuk, presidente do Conselho de Administração da Absolar. “A fonte solar é estratégica para a diversificação da matriz elétrica e o crescimento econômico e sustentável do País. Além de preservar os recursos hídricos, a solar é líder na geração de empregos verdes e de qualidade”, acrescenta Koloszuk. (pv-magazine-brasil)

Avaliação dos custos fotovoltaicos flutuantes em toda a Europa

Os pesquisadores analisaram a viabilidade da FV flutuante em termos de valor presente líquido, taxa interna de retorno e LCOE. Eles incluíram 25 países europeus em seu trabalho, incluindo Alemanha, Reino Unido, Espanha e Itália.

Um grupo de cientistas da Itália e da Espanha analisou o impacto das mudanças nas condições econômicas na viabilidade de projetos fotovoltaicos flutuantes (FFV) em 25 países europeus. Eles se concentraram no valor presente líquido (VPL), na taxa interna de retorno (TIR) e no custo nivelado da eletricidade (LCOE) de instalações fotovoltaicas flutuantes em toda a região europeia. Enquanto o VPL informa quanto lucro um investimento pode gerar, a TIR mostra a taxa de retorno esperada e o LCOE calcula o custo médio para produzir eletricidade ao longo da vida útil de um projeto.

“O presente trabalho contribui para o desenvolvimento e implantação da FFV ao investigar, em uma escala sem precedentes, as correlações entre a viabilidade econômica do FFV e as variáveis econômicas”, disseram os acadêmicos. “Os resultados desta análise podem informar instituições e potenciais proprietários/investidores sobre a rentabilidade econômica e a competitividade de custos do FFV, considerando possíveis variações nos principais fatores técnico-econômicos”.

O estudo considerou seis parâmetros econômicos: preço médio da eletricidade para o dia seguinte para 2010-2021; taxa de juro ativa nominal média em 2010-2020; inflação média em 2010-2021; TIR de capital nominal em 1900-2010; taxas atuais de imposto corporativo; e o custo médio ponderado de capital (WACC). Realizando uma análise de sensibilidade, cada parâmetro diminuiu ou cresceu de 0 a 50%, em saltos de 10%, em relação às medidas de referência atuais.

Países analisados foram Albânia, Áustria, Bélgica, Bulgária, Croácia, República Tcheca, França, Alemanha, Grécia, Hungria, Itália, Lituânia, Holanda, Polônia, Portugal, Romênia, Rússia, Sérvia, Eslováquia, Eslovênia, Espanha, Suíça, Turquia, Ucrânia e Reino Unido. Nestes países, a instalação foi considerada de um sistema solar flutuante monofacial voltado para o sul com um ângulo de inclinação de 10 graus.

Mercado global de energia solar flutuante pode dobrar até 2031

O grupo descobriu que, em todos os países, as despesas de capital (capex) e o WACC têm o impacto mais significativo no LCOE. Por outro lado, as despesas de operação e manutenção (omex), a inflação e as alíquotas do imposto de renda têm menor impacto.

“Consequentemente, em países onde o FFV ainda não é competitivo em termos de custo, são recomendadas intervenções estratégicas direcionadas ao capex e ao WACC”, disseram os cientistas. “Os mecanismos de apoio podem consistir em doações ou subsídios diretos de capital destinados a diminuir o capex, por exemplo. Alternativamente, empréstimos a juros baixos e de longo prazo podem ser implementados para diminuir o WACC. Além disso, mecanismos como créditos de imposto de renda podem ser usados, mesmo que se espere que eles sozinhos tenham um impacto menor na economia do FFV em comparação com os anteriores.

Além disso, os resultados mostraram que a taxa de imposto, a taxa de inflação e o omex têm um impacto limitado no VPL, enquanto os preços do capex e da eletricidade têm uma influência mais dominante. “Uma variação de 1% no capex pode levar a um aumento médio no VPL de quase € 10 (US$ 11,13) /kW. Isso é particularmente significativo, pois reduções substanciais nos custos de instalação podem ser esperadas no futuro, à medida que o mercado de FFV cresce e a economia de escala entra em ação”, observaram os pesquisadores.

Quanto à TIR, verificou-se que o capex, o preço da eletricidade e o rendimento da energia a afetam significativamente, enquanto o omex, a inflação e o imposto de renda têm menos influência. “Significa que, em países onde o FFV não é lucrativo, mecanismos de apoio como o Feed-in Premiums (FiP), onde os produtores de energia do FFV recebem uma remuneração acima do preço de mercado da eletricidade, podem ser estabelecidos”, sugeriram os acadêmicos. “Mecanismos de suporte semelhantes podem ser aplicados para aumentar o VPL do FPV, pois isso é predominantemente influenciado por Capex, preço da eletricidade, rendimento de energia e WACC”.

Usina de energia solar flutuante pode ser bem mais eficiente e poderá reduzir a evaporação de água dos reservatórios.

Suas descobertas foram apresentadas em “Impact of variable economic conditions on the cost of energy and the economic viability of floating photovoltaics“, publicado na Heliyon. A pesquisa foi conduzida por acadêmicos da Itália, pela Universidade Sapienza de Roma e da Espanha, pela Universidade de Jaén. (pv-magazine-brasil)

Desabamento de teto solar em PE chama a atenção para segurança das instalações

Ainda sob investigação, desabamento de teto solar em Pernambuco chama a atenção para segurança das instalações.

Acidente deixou feridos e vítimas fatais, uma semana após a inauguração do sistema fotovoltaico no Santuário Arquidiocesano de Nossa Senhora da Conceição. Eventos trágicos como esse são uma exceção no setor, diz Absolar. A Polícia de Pernambuco investiga se a estrutura do teto poderia suportar o peso das placas recém instaladas. Especialistas recomendam a realização de vistoria e do cumprimento da norma NBR 16690, além da Anotação de Responsabilidade Técnica de um engenheiro junto ao CREA.

Parte do teto do Santuário Arquidiocesano de Nossa Senhora da Conceição, que suportava um sistema de geração solar recém-inaugurado, desabou em 30/08/24, em Recife, Pernambuco, deixando 22 pessoas feridas e duas pessoas mortas. O prefeito da cidade, João Campos, afirmou que a Defesa Civil da cidade irá investigar o que causou o desabamento, e se este evento tem ligação ou não com a instalação recente de painéis solares.

A Secretaria Executiva de Controle Urbano (Secon) esclareceu que a instalação dos painéis solares não requer licenciamento, sendo necessário apenas que o engenheiro responsável, escolhido pelo contratante, registre uma Anotação de Responsabilidade Técnica (ART) no Conselho Regional de Engenharia, atestando o projeto de instalação.

Em nota, a Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar) se solidarizou com as vítimas do desabamento e disse que acompanha de perto os desdobramentos do ocorrido, embora ainda não haja um laudo técnico oficial sobre as causas do acidente.

A associação destaca que as instalações fotovoltaicas em telhados, fachadas e coberturas são seguras, quando projetadas e instaladas seguindo todos os protocolos de segurança e qualidade estabelecidos pelas boas práticas do setor, em linha com as determinações e exigências técnicas e legais.

Veja as recomendações da Absolar:

“Ressalta-se a importância da realização de perícia técnica específica para a ocorrência em questão, para que sejam investigadas e identificadas as causas da fatalidade, de forma precisa e transparente. Chama-se a atenção à necessidade de avaliação técnica-estrutural de telhado ou cobertura de maior porte, na fase de elaboração de projeto de dimensionamento de sistema fotovoltaico, seja a estrutura de alvenaria, madeira ou metálica.

Na ausência do projeto original, para que se conheça a carga mecânica suportada pela estrutura, deve-se realizar laudo estrutural específico, por meio de profissional especializado e devidamente registrado no respectivo conselho profissional, para a avaliação da adição de carga.

Caso necessário, deve ser realizado reforço na estrutura ou reposicionamento do sistema fotovoltaico, para evitar qualquer risco de sobrecarga. Ainda, sinais de danos ou desgastes das estruturas em decorrência da idade da edificação ou de sua má conservação devem ser atentamente avaliados e descritos no laudo, para a adequada tomada de providências que mitiguem riscos”.

É recomendado ainda um amplo conhecimento da NBR 6120:2019, “Cargas para o cálculo de estruturas de edificações”, além de experiência comprovada neste tipo de atividade profissional, por meio de registros técnicos prévios. Quanto à execução de atividade de instalação ou manutenção de sistemas fotovoltaicos em telhados e coberturas, deve ser observada a NR 35, que regulamenta o trabalho em altura, para a segurança da equipe de instalação ou manutenção.

Dias antes da queda, igreja instalou placas solares no teto do santuário em Recife/PE.

A energia solar já está presente em telhados e pequenos terrenos em mais de 2,8 milhões de imóveis, espalhados em mais de 5,5 mil municípios, de todos os estados brasileiros, sendo ocorrências desta natureza uma exceção.

A pv magazine publicou em agosto de 2023 um especial sobre as melhores práticas para avaliação e instalação de sistemas solares em telhado. (pv-magazine-brasil)

Novas maneiras de alimentar o consumo mundial de lítio

Em meio a uma preocupação ambiental significativa sobre o impacto da ampla mineração de lítio, vários métodos de extração do material da bateria podem oferecer uma solução mais limpa – e reacender uma indústria histórica da Cornualha.

A demanda por lítio está aumentando e a agência de preços Benchmark Mineral Intelligence (BMI) espera um mercado de materiais de lítio de um milhão de toneladas em 2024 e uma taxa composta de crescimento anual de 15% até 2033.

Analistas, incluindo a BMI, antecipam o início de uma escassez de lítio por volta de 2029 em meio a preocupações ambientais e políticas sobre a expansão necessária da mineração e processamento de lítio e sua concentração em um pequeno número de países.

O lítio é amplamente produzido por evaporação de salmoura ao ar livre – no “triângulo do lítio” da América do Sul – ou da mineração de rochas duras, principalmente na Austrália. A China, que processa esse material australiano, tem capacidade doméstica de mineração baseada em rocha dura e salmoura. A BMI estima que 34% do lítio é extraído na Austrália, 28% na América do Sul e 20% na China.

A mineração de rochas duras com uso intensivo de energia depende de equipamentos de mineração movidos a diesel e processamento de alta temperatura. A concentração e o processamento da salmoura por evaporação, embora tenham emissões de CO₂ mais baixas, consomem muita água em regiões áridas, gerando preocupações sobre o uso excessivo de aquíferos. A oposição resultante aos projetos garante que a indústria de mineração de lítio seja lenta para reagir à flutuação da demanda.

Extração direta de lítio

Um processo disruptiva para extração direta líquido-líquido de lítio em salmouras

As abordagens de extração direta de lítio (DLE) oferecem uma alternativa ao extrair lítio da salmoura usando processos térmicos ou químicos. A BMI estima que o método seja responsável por 4% do lítio atual e chegará a 12% até 2030.

“Alguns projetos comerciais estão em funcionamento há anos”, disse o analista principal de lítio da BMI, Federico Gaston Gay. “Agora há um interesse renovado. As empresas de mineração e petróleo e gás estão olhando para o DLE e têm o dinheiro e a experiência para desenvolvê-lo”.

A água usada durante o DLE pode ser devolvida aos aquíferos. Os processos DLE são normalmente alimentados por eletricidade e, em alguns casos, as mesmas salmouras também podem ser usadas para geração de energia geotérmica.

“Nossa abordagem ao DLE significa que há um esgotamento mínimo de água do aquífero subterrâneo e, se usado com energia renovável como pretendemos, há emissões mínimas associadas às operações”, disse Steve Kesler, presidente executivo e CEO interino da Cleantech Lithium (CTL). A empresa está aumentando os projetos de DLE no Chile e opera uma planta piloto de processamento que produz eluato que é processado por terceiros em carbonato de lítio para baterias, pronto para testes por fornecedores de baterias.

Gaston Gay observou que, embora haja potencial, as alegações da indústria sobre o impacto ambiental reduzido ainda precisam ser comprovadas. “Na maioria dos casos, as salmouras são reinjetadas, então, em teoria, o equilíbrio do aquífero não é alterado”, afirmou. Operações de DLE ocupam uma fração da terra exigida pelas lagoas de evaporação. Essas diferenciações podem fazer uma grande diferença nas credenciais ambientais, mas não há informações suficientes disponíveis para dizer definitivamente que é mais limpo.

Estima-se que o maior dos locais de extração planejados da CTL, Laguna Verde, contenha cerca de 1,8 milhão de toneladas de carbonato de lítio equivalente. A perfuração inicial e um estudo de pré-viabilidade estão em andamento. Assim que concluído, a CTL buscará investidores, parceiros de compra e financiamento de dívida para cobrir o custo de construção estimado de US$ 450 milhões para uma usina DLE em grande escala no local.

Os custos de produção de DLE podem variar muito, dependendo da composição, temperatura e profundidade da salmoura, bem como de outras condições no local do projeto e da tecnologia específica usada. Kesler, da CTL, informou que espera que os projetos da empresa tenham “custo relativamente baixo” em comparação com outras operações de mineração de lítio. Gaston Gay, por sua vez, observou que os custos do DLE devem ser comparados favoravelmente com a mineração de rochas duras. Contra a extração convencional de salmoura, no entanto, o DLE substitui a evaporação natural ao sol por um processo mais intensivo em energia. Outros tratamentos podem ser necessários antes ou depois da extração, levando também a um custo potencialmente mais alto.

Novos truques

Embora os processos DLE sejam comercialmente comprovados e já estejam em operação, a expansão para uma participação de mercado mais significativa exigirá novas tecnologias e aplicações. Gaston Gay observou que os projetos operacionais localizados na Argentina e na China são mais um aprimoramento da evaporação convencional do que um processo completamente novo e que uma ampliação dramática de qualquer processo provavelmente virá com complicações.

Em um artigo de 2023 publicado na Nature Reviews Earth & Environment, cientistas liderados pela Universidade Nacional de Jujuy, na Argentina, dividiram a tecnologia DLE em sete grandes categorias em vários níveis de desenvolvimento comercial. “Algumas abordagens DLE propostas, como bombeamento de íons ou membranas seletivas de Li + [lítio], são completamente novas e exigirão esforços de engenharia mais amplos para atingir a escala industrial”, escreveu a autora principal Maria L. Vera. “Por outro lado, outras propostas, como troca iônica, extração por solvente ou processos de eletromembrana, têm sido estudadas há décadas … O desafio aqui é adaptar essas metodologias à complexidade das salmouras ricas em lítio”.

A CTL diz que optou por um dos processos mais conhecidos como medida de redução de risco. “A tecnologia de purificação existe há muitos anos, em vários setores, incluindo urânio e tratamento de água, portanto, há relativamente pouco risco tecnológico no processo”, disse Kesler. “Também pretendemos mitigar esse risco trabalhando com alguns dos nomes mais respeitados do setor”.

A disponibilidade de opções de tecnologia também deve tornar o DLE mais adaptável às diferentes condições do local. “Em Laguna Verde, por exemplo, estamos testando vários adsorventes para entender qual funciona melhor com nossa salmoura em termos de seletividade de moléculas de lítio e rejeição de outros minerais”, acrescentou Kesler. “Nem todas as salmouras são iguais, é um caso de trabalhar e otimizar o processo e a tecnologia, em vez de ter que reinventar nada”.

Oferta diversificada

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Outra razão para o recente burburinho em torno do DLE é seu potencial para aumentar muito a quantidade de lítio disponível para extração. Em projetos de salmoura existentes, a BMI estima que uma melhor eficiência do processo com DLE pode aumentar os rendimentos em até 670 mil toneladas por ano. O processo também pode levar a mineração de lítio a várias novas regiões.

Vera et al. estimaram que 50% a 85% das salmouras continentais ricas em lítio estão na região do triângulo do lítio, com a China sendo a segunda maior fonte. Salmouras geotérmicas e salmouras de campos petrolíferos, com menor concentração de lítio, são encontradas em muitas outras regiões, mas não foram consideradas viáveis porque a evaporação até a concentração necessária levaria muito tempo, ou os depósitos estão em regiões sem-terra suficiente ou um clima adequado para a evaporação ao ar livre.

Vários projetos de teste de DLE estão em andamento na Europa, com os sites da Vulcan Energy Resources, na Alemanha, entre os mais avançados. Espera-se que a “primeira fase” do projeto da Vulcan produza 24 mil toneladas de hidróxido de lítio por ano e a empresa assinou acordos de fornecimento a partir de 2025 com vários compradores da indústria de baterias.

O projeto da Vulcan, localizado no Vale do Alto Reno, na Alemanha, combina DLE com uma usina de energia geotérmica. Salmouras de vários locais de perfuração são canalizadas para a planta. O calor das salmouras é usado para gerar eletricidade e as salmouras são então tratadas para produzir um pré-produto – cloreto de lítio suspenso na água. Em seguida, será transportado para um local próximo a Frankfurt, onde será processado, por eletrólise, para produzir hidróxido de lítio para baterias.

Horst Kreuter, cofundador e principal representante da Vulcan Energy Resources, disse que o primeiro cluster geotérmico começou a produzir o cloreto de lítio, que está sendo mantido em armazenamento aguardando a conclusão da planta de eletrólise.

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A Vulcan tem licenças de exploração para outros locais de perfuração ao redor do Vale do Alto Reno e diz que a planta de eletrólise também pode ser usada para processar salmouras enviadas de mais longe. “A planta de eletrólise custou cerca de US $ 30 milhões para ser construída, então você não pode colocar uma em cada local”, disse Kreuter. “A planta é altamente flexível, podemos adicionar diferentes pré e pós-tratamentos e podemos trabalhar em diferentes temperaturas e pressões. Estamos planejando com antecedência e começando a olhar para outras áreas da Europa também”.

Existem muitas outras áreas na Europa que valem a pena explorar em busca de salmouras que podem ser adequadas para DLE. No sudoeste do Reino Unido, a Cornish Lithium está trabalhando em vários projetos e tem como meta 15.000 toneladas de produção de DLE em vários pequenos locais até 2030.

Em comparação com o projeto na Alemanha, a Cornish Lithium espera encontrar salmouras em temperaturas mais baixas e concentrações mais baixas de lítio. Uma temperatura de cerca de 80°C é muito baixa para a energia geotérmica, mas pode ser suficiente para fornecer aquecimento urbano para a área local. A menor concentração na salmoura também pode permitir que o projeto faça uso de processos de extração mais baratos e, assim, aumente a escala mais rapidamente.

“A salmoura na Cornualha é muito limpa – na verdade, é menos salgada do que a água do mar”, disse Neil Elliot, gerente de desenvolvimento corporativo da Cornish Lithium. “Nossa exploração mais recente encontrou concentrações de lítio de mais de 100 partes por milhão. Isso significa que podemos olhar para tecnologias de membrana e várias outras técnicas de concentração. Trabalhar com tecnologia de membrana, como a osmose reversa comumente usada na dessalinização da água, significa que o DLE também pode produzir água limpa para as comunidades locais.

Alternativa de rocha dura

Juntamente com seu projeto DLE, a Cornish Lithium está desenvolvendo mineração de lítio em rocha dura em outro local na Cornualha, que deve produzir mais 10.000 toneladas por ano de hidróxido de lítio até 2030.

Empresa planeja reconstruir um poço de argila de porcelana em desuso e construir uma planta de processamento a um quilômetro do local. Materiais extraídos no local serão processados de maneira diferente do mineral espodumênio normalmente extraído na Austrália. A Cornish Lithium trabalhou com a empresa australiana Lepidico para desenvolver um processo adequado. As avaliações do ciclo de vida realizadas no projeto da Lepidico estimam uma redução de 40% nas emissões de carbono em comparação com a mineração típica de lítio em rocha dura. “Normalmente, com um projeto de rocha dura, você tem que torrar o minério em temperaturas acima de 1.000°C”, disse Elliot. “Em vez disso, usamos um processo químico desenvolvido pela Lepidico, utilizando ácido sulfúrico para produzir lítio”.

Essa rota também deve permitir que a empresa produza hidróxido de lítio para baterias no mesmo local sem envio ou processamento adicional. “A ideia é chegarmos a um produto final na Cornualha que possamos enviar diretamente aos usuários da indústria de baterias”, acrescentou Elliot. (pv-magazine-brasil)

UCB lança armazenamento com baterias de sódio em comunidade da Amazônia

UCB lança armazenamento com baterias de sódio em projeto para comunidade remota da Amazônia.

O projeto engloba a instalação de 16 baterias de sódio, de 48 volts e 50 amperes, capazes de armazenar o equivalente da 38,4 kWh. A energia armazenada ajudará a garantir energia para atender uma escola municipal, um posto de saúde e áreas comunitárias de lazer que atendem as cerca de 30 famílias que vivem no local. A companhia produzirá as baterias de sódio em sua fábrica localizada na Zona Franca de Manaus.

A UCB Power começa a implementar em setembro o primeiro projeto a utilizar baterias de sódio para o armazenamento de energia em comunidades remotas. Desenvolvido em parceria com a Fundação Amazônia Sustentável, o sistema será implantado na Comunidade de Tumbira, beneficiando cerca de 140 ribeirinhos que vivem no local, localizada no município de Iranduba, Amazonas. A implantação começará em setembro e deve estar concluída e em operação até o final deste ano.

“É um projeto inédito em sistemas isolados no Brasil”, destaca o gerente de Projetos de P&D e Inovação da UCB, Marcelo Duque, responsável pelo lançamento. “O sódio é uma alternativa muito promissora, por ser uma matéria-prima abundante, de custo mais baixo do que outras fontes, além de tornar mais fácil a reciclagem das baterias”, complementa. Outra vantagem das baterias de sódio é que elas conseguem operar de forma eficiente em amplitudes térmicas maiores, fator importante para uma região predominantemente quente como Tumbira.

O projeto engloba a instalação de 16 baterias de sódio, de 48 volts e 50 amperes, capazes de armazenar o equivalente da 38,4 kWh. A energia armazenada ajudará a garantir energia para atender uma escola municipal, um posto de saúde e áreas comunitárias de lazer que atendem as cerca de 30 famílias que vivem no local. “Nossa meta com esse projeto é chegar a um custo operacional 30% menor em comparação a um sistema com baterias de lítio”, destaca Duque.

A UCB Power tem histórico de desenvolvimento de projetos em comunidades remotas na Amazônia. “Iniciamos em 2019 e concluímos em 2020, de forma pioneira, a implantação de baterias de lítio no ambiente amazônico. Esses projetos estão alinhados com nosso compromisso social, como signatários do Pacto Global da ONU”, ressalta. Duque destaca que a ampliação de projetos como esse é muito importante, uma vez que as estimativas são de que a região da Amazônia Legal tem cerca de 900 mil pessoas sem acesso à energia.

Fabricação local de baterias de sódio

A UCB fabricará as baterias de sódio em Manaus, em sua fábrica localizada na Zona Franca. Além de ser uma alternativa interessante para comunidades remotas, a novidade tem um grande potencial de mercado, na avaliação do executivo. Ele estima que até 2030 cerca de 25% das baterias de lítio devam ser substituídas por baterias de sódio.

“O sódio é o 6° material mais abundante da Terra”, afirma Duque. Segundo ele, a depender do crescimento da demanda, a produção de baterias de sódio na fábrica de Manaus é facilmente escalável. No mundo, há projetos do uso das baterias de sódio em diversas aplicações, mas todos em fase de desenvolvimento. De acordo com Duque, empresas como a fabricante de motos KTM, a fabricante de aparelhos eletrônicos Samsumg e a fabricante de veículos Volkswagen são alguns exemplos de empresas que estão testando o uso da alternativa. (pv-magazine-brasil)

Fornecimento de energia renovável com rede hospitalar Primavera Saúde

Atlas Renewable Energy inova e fecha parceria para fornecimento de energia renovável com rede hospitalar Primavera Saúde.

Contrato com a Rede Primavera Saúde, em Sergipe, é o primeiro no Brasil a atender o segmento e abre oportunidade para que empresas consumidoras de diversos perfis de consumo façam sua transição energética.

Usina Boa Sorte, localizada em Paracatu (MG), da Atlas Renewable Energy e Hydro REIN.

A Atlas Renewable Energy anunciou uma parceria com a Rede Primavera, que conta com dois hospitais e seis policlínicas, em Sergipe, com fornecimento de energia elétrica proveniente de fonte renovável a partir de 2026. Esta é a primeira parceria da Atlas no setor hospitalar e estabelece sua entrada no setor de hospitais, laboratórios e diagnósticos.

O modelo prevê o fornecimento de energia por dez anos, proporcionando uma economia de cerca de 40% em comparação com os atuais custos no mercado livre de energia e assegurando maior previsibilidade para o cliente. O acordo visa reduzir aproximadamente 260 toneladas por ano de emissões de CO₂ da Rede Primavera.

Energia solar revoluciona setor de saúde com solução econômica e sustentável para hospitais e clínicas.

A rede hospitalar faz parte de uma faixa de consumidores de energia que precisam de previsibilidade nos custos, aumentar sua eficiência operacional, com redução de despesas e melhorar seu desempenho sustentável com aquisição de energia proveniente de fonte renovável, com adicionalidade de um projeto novo na matriz elétrica brasileira e dedicado às necessidades destes consumidores. O objetivo da Atlas é apresentar soluções competitivas para que todos os setores da economia possam realizar a transição energética de forma sustentável.

“O propósito da Atlas é acelerar a transição energética de forma sustentável e auxiliar os consumidores em sua jornada de descarbonização. Este novo contrato demonstra a liderança da Atlas na oferta de soluções adaptadas para clientes com necessidades específicas de todos os setores, trazendo possibilidades de economia e previsibilidade para todos os tamanhos de consumo de energia”, afirma o diretor da Atlas Renewable Energy no Brasil, Fábio Bortoluzo.

A energia solar tem se tornado uma solução cada vez mais popular para hospitais e clínicas que buscam uma fonte de energia econômica e sustentável.

O acordo está sujeito a determinadas condições, incluindo a aprovação das autoridades regulatórias. (pv-magazine-brasil)