Consumidores poderiam pagar menos pela energia de Itaipu

Consumidores poderiam pagar menos pela energia de Itaipu, mas o acordo firmado entre o Brasil e o Paraguai prevê que a tarifa não será reajustada até 2027.

O acordo foi anunciado pelo governo brasileiro como uma vitória, pois o Paraguai pedia um aumento de mais de US$ 20 por kW/mês. Para evitar um reajuste para o consumidor, a Itaipu repassará US$ 301 milhões ao sistema brasileiro, que serão subtraídos do seu plano de investimentos.

A Itaipu é a maior geradora de energia limpa e renovável do mundo, fornecendo 8,7% da energia consumida no Brasil e 86,4% no Paraguai.

Não surpreende que o Paraguai, com aceitação brasileira, venha optando, ano após ano, por um percentual menor de energia firme e maior de energia excedente, cinco vezes mais cara, do que seria uma justa divisão do custo.

No artigo “Extravagâncias de Itaipu”, publicado nesse espaço (03/05/2024), mostrei que a partir de 2022, quando o fluxo de pagamentos da dívida de Itaipu chegava ao fim, teria sido possível baixar a conta de luz para a maioria da população. Em vez disso, o governo decidiu substituir o extinto serviço da dívida por novas despesas “socioambientais” de questionável legitimidade, disfarçadas como despesas de exploração.

A Academia Nacional de Engenharia (ANE) produziu dois abrangentes relatórios sobre as tratativas do Brasil com o Paraguai relacionadas ao Tratado de Itaipu. O mais recente (2024), afirma que “nos últimos três anos a despesa de exploração foi aumentando à medida em que o serviço da dívida foi sendo reduzido... A partir de 2024 são quase US$ 1,5 bilhão por ano alocados em partes iguais para realização das tais benfeitorias em ambos os países, adicionais aos já existentes US$ 700 milhões anuais. Só que o Brasil arca não com a metade e sim com cerca de 80% dos custos. São os consumidores cativos que pagam a conta, embutida em suas contas de suprimento de energia elétrica...”.

Enio Verri e André Pepitone, diretores brasileiros de Itaipu, argumentam, com razão, que “os investimentos socioambientais da usina não oneram o Tesouro Nacional, nem o orçamento público” (FSP, 11/09/2024).  Porém o ponto aqui é que as tais despesas socioambientais oneram as contas de luz dos consumidores cativos mesmo sem constar do orçamento público. Também argumentam que Itaipu está subordinada a uma “normatividade especial, independente dos comandos constitucionais”. Mesmo que tenham razão, não significa que a empresa binacional tenha o direito de obstar o barateamento das contas de luz dos brasileiros.

Um dos muitos itens esmiuçados no relatório da ANE é a venda pelo Paraguai de energia no mercado livre brasileiro. A conclusão é que “a usina da Itaipu Binacional tem conexão com os SIN BR e com o SIN PY de forma unidirecional e, portanto, não é possível vender energia paraguaia para o Brasil via elo de corrente contínua de Furnas nem o inverso sob o risco de, na verdade, estar comercializando duas vezes a mesma energia de Itaipu e não energia do Paraguai ou do Brasil”.

Aparentemente o MME concorda. Tanto assim que colocou em audiência pública uma minuta de portaria para importação de energia elétrica do Paraguai contendo a seguinte vedação: “a energia contratada deverá ser proveniente do SIN-PY, excluindo a energia gerada por Itaipu”. Ou seja, o MME cuidou para que os brasileiros não paguem duas vezes pela mesma energia. Por outro lado, fica a dúvida: se só a energia de Itaipu transita pela subestação da margem direita e a exportação não poderá se feita com energia de Itaipu, qual o propósito da portaria?

Há uma outra minuta de portaria, também colocada em audiência pública, que estabelece diretrizes para a importação da chamada “energia interruptível do Paraguai”. Nessa minuta admite-se que tal energia será produzida por Itaipu. É razoável supor que se trate de um pedaço do que caiba ao Paraguai do “excedente” de Itaipu, definido como a energia que a usina de Itaipu pode produzir em anos não extremamente secos, em adição à energia firme.

Como a divisão do custo de Itaipu entre os dois países é feita na proporção da alocação da energia firme, de livre decisão do Paraguai, a energia firme é cerca de cinco vezes mais cara que a “excedente”. Não surpreende que o Paraguai, com aceitação brasileira, venha optando, ano após ano, por um percentual menor de firme e maior de excedente do que seria uma justa divisão do custo.

Como quem arca com o ônus deveria ter direito ao bônus, o justo seria a utilização do mesmo percentual para as duas alocações, tanto de energia firme quanto de excedente. Assim, a contratação da tal energia interruptível por comercializadoras atuando no mercado livre teria que ser precedida pela descontratação de igual quantidade de energia no mercado cativo. (brasilenergia)

Como o MPPT Global otimiza a geração energética em sistemas com sombreamento parcial

Com uma simples configuração no aplicativo de monitoramento, é possível otimizar a performance energética de sistemas com inversores string sem necessidade de nenhuma intervenção física.

Estudo de caso 2: Sistema parcialmente sombreado em Ribeirão Preto/SP.

O sombreamento parcial é considerado um dos principais obstáculos na geração energética de sistemas fotovoltaicos instalados em áreas urbanas. Árvores, postes, fios, edificações vizinhas e até elementos da própria arquitetura, como caixas d’água, telhados e chaminés, podem projetar sombras que comprometem a eficiência dos sistemas.

Com o avanço da tecnologia solar, diversas estratégias têm sido desenvolvidas para otimizar a performance em condições de irradiação não homogêneas. Entre as opções de inversores, destacam-se os modelos com múltiplos MPPTs, os inversores com otimizadores e os microinversores. Uma recente inovação nesta área é o MPPT Global, disponível em alguns inversores tipo string, como os das linhas Sungrow RS e RS-L, CX-P2 e CX-P2-LV, RT e RT-P2. Essa solução permite que o inversor string otimize a produção de energia, funcionando de forma semelhante a um sistema com microinversores.

Qual a diferença entre MPPT e MPPT Global?

A diferença principal é que, em situações de sombreamento, os algoritmos tradicionais de MPPT (Maximum Power Point Tracker), podem confundir máximos locais com o ponto de máximo global da curva P-V, comprometendo a eficiência. O MPPT Global, por sua vez, utiliza um algoritmo que realiza uma varredura periódica completa no sistema, identificando o ponto máximo global da curva P-V, reduzindo as perdas causadas pelo sombreamento.

Entenda de vez o que são MPPT e MLPE em inversores ou microinversores para a energia solar.

Qual a diferença entre MPPT Global e Microinversores?

Em termos de geração de energia, ambas as tecnologias buscam extrair o máximo rendimento do sistema. No entanto, as principais diferenças entre elas incluem:

- Configuração física do sistema: microinversores são instalados diretamente atrás dos módulos, enquanto o inversor string é alocado em um local separado.

- Informação de geração módulo a módulo: com microinversores, os dados de geração são mais detalhados e específicos para cada módulo.

- Tensão de operação: os microinversores operam com uma tensão menor, pois os módulos são conectados diretamente a eles, de forma individualizada.

- Custo: sistemas com inversores string são mais acessíveis do que sistemas com microinversores.

MPPT Global na prática

Em parceria com o engenheiro Ariel Martins, da Sungrow, realizamos uma avaliação detalhada de dois estudos de caso, comparando o desempenho dos sistemas antes e após a ativação do MPPT Global.

 Estudo de Caso 1

O primeiro caso é uma usina de 6 kWp instalada em Rondonópolis, Mato Grosso. Os módulos foram posicionados a sudoeste e utilizam um inversor SG6.0 RS-L. A imagem revela que parte dos módulos fotovoltaicos sofre considerável sombreamento causado pela própria edificação, situação que poderia ter sido evitada, já que havia espaço disponível no telhado em áreas com melhores condições de irradiação. Como resultado, houve um sombreamento significativo até às 10h da manhã, levando a uma redução expressiva na geração de energia nesse período.

Estudo de caso 1: Sistema parcialmente sombreado em Rondonópolis.

Antes e depois da ativação do MPPT Global

O sistema operou com desempenho prejudicado desde o comissionamento até 24/04/2024, quando o MPPT Global foi ativado. Após essa ativação, o perfil de geração diário mudou, como mostra o gráfico a seguir.

Comportamento do sistema no dia 24/04/2024 (à esquerda) e no dia 25/04/2024 (à direita).

Em 24/04/2024, às 10h da manhã, o sistema produzia 0,363 kW. Com a ativação do MPPT Global, a produção no mesmo horário subiu para 2,153 kW, um aumento de 493%, resultando em uma curva de geração bem mais uniforme ao longo do dia.

Comportamento do sistema às 10h do dia 24/04/2024 (acima) e às 10h do dia 25/04/2024 (abaixo).

Quanto à energia final produzida, houve um ganho de 24,3% ao comparar os dois dias de análise. Em 24/04/2024, foram gerados 21,4 kWh, enquanto em 25/04/2024, a produção aumentou para 26,6 kWh. Para confirmar se a irradiação disponível nos dois dias foi semelhante, os dados foram comparados. Às 10h da manhã, a irradiação solar de 24/04 foi 2% superior à de 25/04, o que indica que o ganho proporcionado pelo MPPT Global foi ainda maior.

Disponibilidade de irradiação solar nos dias 24/04/2024 e 25/04/2024.

Estudo de Caso 2

O segundo caso refere-se a um sistema fotovoltaico instalado na cidade de Ribeirão Preto, SP, implementado em duas etapas. Na primeira fase, o cliente instalou um sistema de 9,69 kWp, composto por 17 módulos de 570 W conectados a um inversor SG8.0RS-L em uma das coberturas. Posteriormente, o sistema foi ampliado com a instalação de mais 10 módulos fotovoltaicos de 570 W, utilizando um inversor SG5.0RS-L. Este segundo sistema apresenta sombreamento tanto no início da manhã quanto no final da tarde, motivo pelo qual foi adotado um inversor com 2 MPPTs.

Estudo de caso 2: Sistema parcialmente sombreado em Ribeirão Preto/SP.

Antes e depois da ativação do MPPT Global

Uma semana antes da ativação do MPPT Global, era evidente o impacto do sombreamento tanto na geração de energia pela manhã quanto no período da tarde.

Potência CC do inversor (laranja) e irradiação solar disponível (azul) antes da ativação do MPPT Global.

No dia 14/09/2024, o MPPT Global foi ativado e os perfis de geração e irradiação tornaram-se muito mais coincidentes. O aumento de geração energética foi visível, com a geração ocorrendo sempre que havia irradiação solar disponível.

Potência CC do inversor (laranja) e irradiação solar disponível (azul) após a ativação do MPPT Global.

Em seguida, foram selecionados dois dias com perfis de irradiação solar semelhantes para comparar o desempenho do sistema: um dia antes e outro após a ativação do MPPT Global.

A geração total no dia 12/09/2024 foi de 21,08 kWh, enquanto no dia 17/09/2024, a geração total alcançou 27,30 kWh. Com a ativação da função MPPT Global, houve um aumento de 30% na produtividade diária. Ao analisarmos a potência instantânea a cada 15 minutos, os ganhos tornam-se ainda mais evidentes. Houve um aumento na geração tanto no período da manhã quanto à tarde. Às 9h30, após a ativação do MPPT Global, a produção atingiu um valor 477% superior.

O gráfico a seguir ilustra esses ganhos ao comparar os dias 12/09/2024 e 17/09/2024.

Quais os passos para ativar o MPPT Global no aplicativo?

1. Acesse o aplicativo Sungrow iSolarCloud.

2. Localize a planta na qual deseja ativar a função.

3. Selecioe o dispositivo (inversor).

4. Vá em “Configurações”.

5. Acesse as “Configurações Avançadas”.

6. Selecione “Controle de potência”.

7. Clique em “Varredura de MPPT Global” e ative a função na caixa de seleção.

8. Em “Varredura periódica”, ative novamente na caixa de seleção.

9. Um novo campo aparecerá, chamado “Periodicidade de digitalização”. Neste campo defina o período em que se deseja realizar a varredura (em minutos). Em média, 10 minutos é um tempo razoável para essa verificação.

10. Por fim, aplique as configurações.

11. Pronto! O seu sistema está ativado e a otimização do seu sistema começa imediatamente.

MPPT Global e os Sistemas BIPV

O MPPT Global se alinha perfeitamente com os sistemas BIPV (Building-Integrated Photovoltaics), que integram a geração de energia solar diretamente na arquitetura de edificações. Assim como os sistemas BIPV, que visam otimizar o uso do espaço urbano sem comprometer a estética, o MPPT Global oferece uma solução inovadora e prática para maximizar a eficiência energética em ambientes onde o sombreamento é um desafio. A capacidade do MPPT Global de identificar e rastrear o ponto de máximo global da curva de potência permite que os sistemas BIPV, que muitas vezes estão sujeitos a variações na irradiação devido à configuração do edifício, operem de forma mais eficiente. Essa sinergia não apenas potencializa a geração de energia, mas também promove uma integração harmoniosa entre a arquitetura e a tecnologia solar, tornando os projetos BIPV ainda mais atraentes e funcionais. Com a combinação de eficiência e estética, tanto o MPPT Global quanto os sistemas BIPV contribuem para um futuro mais sustentável, onde a energia solar se torna uma parte essencial do design arquitetônico contemporâneo.

Topo de prédio na metrópole com painéis solares.

O número de painéis solares a uma distância mais curta entre uma casa é o fator mais importante para determinar a probabilidade de seus vizinhos aderirem ao benefício e terem um painel solar também. Ou seja: painéis solares são contagiosos! (pv-magazine-brasil)

Descompasso na oferta de geração de novas renováveis, equilíbrio entre transporte e consumo

O descompasso da valsa na oferta de geração das novas renováveis e o balanço adequado transporte e consumo.

A expansão de transmissão prevista e contratada para os próximos anos vai atenuar estes eventos de corte de geração, mas pela magnitude dos novos projetos e a concentração em certas regiões, o “curtailment” é uma realidade que veio para ficar, escreve o diretor-presidente do Cigré Brasil, João Carlos Mello. Possíveis soluções passam pelo armazenamento em baterias e hidrelétricas reversíveis e por máquinas síncronas na operação e manutenção.

Até fevereiro/2021 era garantido a todos os empreendimentos de fonte renovável o benefício do desconto de, no mínimo, 50% nos custos relacionados à Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão ou Distribuição (TUST/D). Tal benefício contribuiu de sobremaneira para a expansão da matriz energética brasileira nas últimas décadas, colaborando com a viabilidade de dezenas de projetos.

Entretanto, com o ganho de competividade das fontes renováveis, tal benefício deixou de ser essencial para garantir a expansão do parque de geração do país. Por este motivo o Governo, por meio da Lei nº 14.120 publicada em fevereiro de 2021, colocou fim à concessão do desconto na TUST/D para as usinas renováveis – sendo estabelecidas algumas regras de transição. Esse fim na concessão de desconto na TUST/D criou uma verdadeira “corrida” por pedidos de outorgas de usinas à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). A título exemplificativo, atualmente existem cerca de 145 GW de outorgas emitidas de usinas solares e eólicas que ainda não estão em construção, volume que impressiona quando comparado à potência centralizada atualmente em operação, equivalente a 208 GW. Esse volume excepcional de projetos eólicos e solares sistêmicos são todos “onshore”, portanto ainda existe outro volume “colossal” dos chamados projetos “offshore”.

O fato é que a matriz brasileira possui um estoque imenso de projetos de novas renováveis, o que garante que a produção de energia para a transição energética não será uma restrição tão cedo. Sendo realista, o que vai faltar é mercado para consumir esse potencial, infraestrutura de transmissão no tempo e na hora necessária, e a garantia de uma operação também segura.

A geração intermitente de usinas solares e eólicas apresenta desafios de operação para o sistema elétrico, resultando em eventuais desencontros entre suprimento e demanda.

O aumento de fontes renováveis das usinas solares e eólicas apresenta desafios operacionais relacionados à sua geração intermitente. Isso se deve principalmente à curva de geração desse tipo de fonte, que está relacionada à disponibilidade imediata do recurso natural (incidência solar e ventos). Como resultado dessa característica, a geração de energia pode ocorrer em momentos em que não existe demanda elétrica, o que causa reduções da geração renovável – também chamado de “constrained-off”, ou mesmo nos momentos em que o transporte da energia está com restrições.

Este fenômeno não é exclusivo do SIN brasileiro. No final de 2020, nos Estados Unidos, por exemplo, existiam 5.600 projetos de geração aguardando na fila em busca por espaço na rede elétrica para conexão, que juntos representam 755 GW de potência. E a fila por acesso à transmissão neste país vem crescendo nos últimos anos. No período entre 2000 e 2009, o tempo médio de espera na fila de conexão até a efetiva operação comercial era de 2 anos. Esse tempo passou para 3,5 anos para os projetos construídos entre 2010 e 2020. Além disso, historicamente, nos EUA apenas 24% dos projetos que esperam nas filas para conexão entram em operação comercial. Esse número é ainda menor para projetos eólicos (19%) e solares (16%), sendo o maior responsável por esse baixo desempenho a falta de transmissão para a conexão dessas usinas.

Atualmente, na regulação brasileira, os eventos de “constrained-off”, que levam ao “curtailment”, são classificados em três tipos de acordo com suas motivações:

- Atendimento dos Requisitos de Confiabilidade Elétrica – motivados pela necessidade de uma operação com confiabilidade elétrica, e que não têm origem em indisponibilidades nos equipamentos de transmissão.

- Razões Energéticas – motivado pelas impossibilidades de alocação da geração para atendimento à carga – assimetria entre suprimento de energia e demanda.

- Indisponibilidade Externa – motivados por indisponibilidade externa ao sistema de geração que pode ocorrer no SIN.

A regulação atual admite o reembolso do constrained-off em parques eólicos e solares em eventos classificados por indisponibilidade externa, após superados os limites regulatórios de horas definidos pelo ONS.

Em 15/08/2023, ocorreu um evento de desligamento de energia no Brasil, que gerou uma interrupção significativa de carga em todo o país. Após esse evento, o ONS reduziu os limites de exportação do subsistema de transmissão Nordeste, impondo uma abordagem de maior segurança. A modificação para parâmetros mais rígidos de operação é uma prerrogativa da regulamentação vigente.

Após a redução nos limites de transmissão, atrelado à entrada em operação de novos projetos de geração intermitente, eventos de corte de geração passaram a ser mais frequentes, em especial na região Nordeste. Especificamente para a fonte solar, as áreas mais críticas para eventos de constrained-off são a Bahia, seguida pelo Piauí e norte de Minas Gerais. Para a fonte eólica, as áreas mais críticas para eventos de constrained-off são o Rio Grande do Norte, seguido pela Bahia, Piauí e Ceará. Nas regiões mais críticas o “curtailment” chega a volumes acima de 20% da produção, o que significa perda de receita para os investidores.

A expansão de transmissão prevista e contratada para os próximos anos vai atenuar estes eventos de corte de geração, mas pela magnitude dos novos projetos e a concentração em certas regiões, o “curtailment” é uma realidade que veio para ficar. Evidentemente, com uma intensidade mais controlada, devido às lições aprendidas pelos agentes envolvidos.

Soluções imaginadas passam não só pela expansão da transmissão, mas também pelas soluções de armazenamento, seja por baterias ou por usinas reversíveis. O uso de tecnologias de armazenamento é capaz de suavizar a intermitência e permitir uma geração mais controlável, que pode se encaixar melhor nos espaços fora das restrições operacionais. Outra forma, hoje já disponível, é a manutenção, durante a operação, da geração com máquinas síncronas em níveis adequados, que possam fornecer mais segurança para a operação.

Este cenário atual, eventualmente, começará a afetar o apetite dos investidores que ficarão relutantes em construir usinas que poderão ter sua geração reduzida compulsoriamente devido ao congestionamento na rede elétrica.

Existem soluções e devemos buscá-las em prol da transição energética segura e sustentável, ambientalmente e economicamente. CIGRE-Brasil é uma fonte adequada de debates em busca de soluções técnicas em prol dos investidores e consumidores. (pv-magazine-brasil)

Venda de veículos elétricos cresce 68% em outubro

No acumulado entre janeiro e outubro/2024, foram vendidos 138.581 veículos leve eletrificados.

As vendas de veículos leve eletrificados, registram, em outubro/2024, os melhores números deste ano. Foram 16.033 veículos leve eletrificados vendidos, um aumento de 21% em relação ao mês de setembro/2024.

Na comparação com outubro de 2023 (9.537), há um crescimento de 68%. Os resultados apresentados pela Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE) em seu 1º Anuário da Cadeia Produtiva da Eletromobilidade demonstram o quanto as empresas estão dispostas a investir no segmento da eletromobilidade.

Venda de veículos elétricos plug-in aumenta 200% em 1 ano no Brasil, diz ABVE.

Carro elétrico

Até outubro/2024, o mercado brasileiro registrou 98.396 emplacamentos de veículos elétricos plug-in, o que representa um crescimento de 191% ante o mesmo período de 2023 (33.788).

As opções que vão à tomada representam os veículos 100% elétricos (BEV) e os híbridos plug-in (PHEV). Eles lideram a participação de mercado dos eletrificados no ano, com 71% das vendas (98.396).

Os 29% restantes (40.185) encontram-se distribuídos entre os híbridos (HEV e HEV Flex) e os micro híbridos (MHEV). Em 2023, a participação dos elétricos plug-in no período de janeiro a outubro foi de 50,4%.

Os dados foram divulgados pela Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE).

Eletrificados no Brasil

Ao todo, em outubro, a comercialização de veículos leves eletrificados no Brasil registrou o melhor número de 2024. Foram 16.033 emplacamentos, um aumento de 21% em relação ao mês de setembro. Na comparação com outubro de 2023 (9.537), há um crescimento de 68%.

No acumulado de janeiro a outubro/2024, foram vendidos 138.581 veículos leves eletrificados, o que representa uma evolução de 107%, na comparação com o mesmo período de 2023 (67.047).

A média mensal de vendas de eletrificados se encontra em 13.858 veículos, aproximando ainda mais a estimativa de 2024 alcançar a marca de 160 mil.

Mercado de carros elétricos e híbridos plug-in cresce 200% no Brasil

Vendas por tecnologia

No acumulado 2024 (janeiro a outubro), a participação de mercado dos eletrificados, por tecnologia, é a seguinte:

BEV: 51.830 (37,4%)

PHEV: 46.566 (33,60%)

HEV: 12.320 (8,89%)

HEV FLEX: 17.481 (12,61%)

MHEV: 10.384 (7,49%)

Geografia da eletromobilidade

Em relação aos municípios, o destaque de vendas ainda são as capitais. Em outubro, os cinco municípios que mais venderam veículos eletrificados foram:

1º) São Paulo: 1.971

2º) Brasília: 1.591

3º) Curitiba: 850

4º) Rio de Janeiro: 690

5º) Belo Horizonte: 631

Venda de veículos elétricos e híbridos mais que dobra no Brasil

A comercialização de veículos leves do segmento explodiu, chegando a ser 21% maior que no mês de setembro; elétricos plug-in dominam vendas.

O mercado brasileiro de veículos eletrificados registrou um desempenho recorde em outubro. Isso porque, o mês registrou comercialização de 16.033 unidades de veículos leves eletrificados, (incluindo elétricos e híbridos) um salto de 21% em comparação com o mês de setembro. Em relação ao mesmo período de 2023, quando 9.537 unidades foram vendidas, o crescimento também foi expressivo, atingindo 68%.

O setor de eletromobilidade, em expansão no Brasil, impulsiona o mercado automotivo com novas empresas, linhas de produção e serviços voltados para essa tecnologia. O recente “1º Anuário da Cadeia Produtiva da Eletromobilidade”, por exemplo, publicado pela Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), confirma o interesse das empresas em investir no segmento. Assim, se reflete diretamente nos resultados de vendas.

No acumulado de janeiro a outubro/2023, o mercado registrou 138.581 vendas de veículos eletrificados leves, representando um aumento de 107% em comparação ao mesmo período de 2023 quando foram vendidas 67.047 unidades. Com uma média mensal de 13.858 unidades vendidas, o setor está a caminho de alcançar 160 mil veículos vendidos em 2024.

Tecnologia dos elétricos puxa vendas

Os veículos elétricos plug-in, que incluem modelos totalmente elétricos (BEV) e híbridos plug-in (PHEV), dominam o mercado de eletrificados no Brasil. Nesse sentido, representam 71% das vendas em 2024, ou 98.396 unidades. O restante, 29% (40.185 unidades), corresponde aos híbridos convencionais (HEV e HEV Flex) e aos micros híbridos (MHEV). Em comparação a 2023, quando os elétricos plug-in representavam 50,4% das vendas, o segmento cresceu significativamente, totalizando um aumento de 191%.

Em outubro, os modelos 100% elétricos (BEV) lideraram com 6.109 unidades vendidas, representando 38,1% das vendas do mês. Além disso, registraram aumento de 30% em relação a setembro. Já em relação a outubro/2023 o crescimento foi de 157,8%.

Por sua vez, os híbridos plug-in (PHEV) contabilizam 5.961 unidades vendidas, isso representa 37,2% do mercado. Em comparação com o mês anterior, o segmento cresceu 22,4%, e em relação a outubro/2023, o aumento foi de 73,8%. Outros modelos, como os híbridos convencionais HEV, HEV Flex e MHEV, também demonstraram participações importantes, com vendas totais de 1.391, 1.643 e 929 unidades, respectivamente, em outubro.

O Sudeste continua sendo a principal região de vendas de veículos eletrificados no país, respondendo por 49% das unidades comercializadas de janeiro a outubro (67.853 unidades). Em comparação com o mesmo período de 2023, quando a região detinha 52,6% do total de vendas, houve uma leve diminuição na participação. Isso indica que o mercado está se expandindo para outras regiões, como Sul, Nordeste e Centro-Oeste, onde as vendas de elétricos plug-in têm ganhado mais força.

Vendas de carros elétricos cresceram 68% no Brasil em outubro/2024.

Quase 140 mil veículos eletrificados já foram comercializados no país no acumulado de 2024, mostra levantamento da ABVE. (jornaldocarro)

Baterias sólidas entram em produção piloto, custos cairão

Baterias de estado sólido entram em produção piloto, custos devem cair drasticamente.

As últimas descobertas do provedor de inteligência TrendForce, com sede em Taipei, mostram que os volumes de produção de baterias de estado sólido podem ter níveis de GWh até 2027. A rápida expansão levará a quedas nos preços das células, atingindo o nível de CNY 0,6-0,7/Wh (US$ 0,084 a US$ 0,098) até 2035.

O esforço para comercializar baterias de estado sólido (SSBs) está em andamento com indústrias do setor automotivo à de armazenamento apostando nesta tecnologia. Mas, embora o hype em torno das baterias de estado sólido tenha diminuído um pouco, com a tecnologia demorando mais do que o esperado para decolar, as baterias de estado semi-sólido, que usam um design híbrido de eletrólito sólido e líquido, têm feito um progresso constante em direção ao estágio comercial.

As últimas descobertas da TrendForce revelam que os principais fabricantes em todo o mundo – como Toyota, Nissan e Samsung SDI – já iniciaram a produção piloto de baterias de estado sólido. Estima-se que os volumes de produção atinjam os níveis de GWh até 2027, à medida que essas empresas correm para aumentar a produção.

Tecnologia de décadas promete melhorias na segurança e na densidade de energia, mas até agora tem lutado para alcançar o sucesso comercial. Altos custos de produção, processos de fabricação complexos e falta de uma cadeia de suprimentos madura atrasaram a implantação.

Vantagens e desafios

Uma das principais vantagens das baterias de estado sólido é a densidade de energia potencialmente maior que elas podem alcançar. Com a remoção dos eletrólitos líquidos, as baterias de estado sólido podem acomodar uma proporção maior de materiais ativos de armazenamento de energia nos eletrodos, resultando em uma maior capacidade de armazenamento de energia por volume. Isso é especialmente importante em aplicações onde o espaço é limitado, como em dispositivos eletrônicos portáteis e veículos elétricos.

O preço inicial das células de estado semissólido excede CNY 1/Wh ($0,14/Wh), devido às pequenas escalas de produção e à relativa imaturidade das tecnologias de fabricação. A TrendForce prevê que, com o aumento da escala de produção e avanços tecnológicos, o custo abrangente das baterias de estado semissólido pode cair abaixo de CNY 0,4/Wh até 2035.

Baterias de estado totalmente sólido estão passando de células de amostra de protótipo para produção em escala de engenharia e também devem encontrar altos custos de produção em estágio inicial que podem aumentar os preços iniciais do produto. A TrendForce projeta que, até 2030, se a escala de aplicações de baterias de estado totalmente sólido ultrapassar 10 GWh, os preços das células provavelmente cairão para cerca de CNY 1/Wh. Até 2035, os preços das células podem cair ainda mais para CNY 0,6–0,7/Wh com rápida expansão de mercado em larga escala.

Porque é que as baterias de estado sólido são melhores?

Ao contrário das atuais baterias para elétricos, que utilizam um eletrólito líquido ou de gel, as baterias de estado sólido utilizam um eletrólito sólido. Numa bateria de íons de lítio da geração atual, os sais de lítio são dissolvidos num solvente, resultando num líquido volátil que inunda toda a célula, enquanto nas baterias de estado sólido, o eletrólito pode ser uma cerâmica, um sulfureto ou outro tipo de material de estado sólido. Serve o mesmo propósito de permitir que os elétrons fluam entre o cátodo e o ânodo de uma bateria. (pv-magazine-brasil)

Efeito do resfriamento do vento em painel fotovoltaico de telhado de 5,9 MW

Pesquisadores analisam o efeito de resfriamento do vento em painel fotovoltaico de telhado de 5,9 MW.

Vento pode exercer uma forte pressão mecânica sobre as estruturas que sustentam os painéis solares fotovoltaicos, sejam elas fixadas no solo, em lajes ou em telhados. Durante o planejamento de um projeto de geração de energia solar fotovoltaica, é essencial considerar a análise do terreno, telhado, relevo e edificações próximas para avaliar o potencial de geração do local, bem como o sombreamento e a área disponível para instalação dos painéis.

Pesquisadores analisaram o efeito do vento no resfriamento de um painel fotovoltaico de telhado de 5,9 MW. O estudo avaliou como a velocidade e a direção do vento afetam o resfriamento de uma usina fotovoltaica com 10.806 painéis. Os pesquisadores concluíram que os ventos de trás foram menos eficazes devido à inclinação do telhado.

Outros fatores que podem influenciar o desempenho dos painéis solares são:

A temperatura: Os painéis solares funcionam melhor quando a temperatura é de até 25 °C.

O uso de telhados verdes: Os telhados verdes podem ajudar a resfriar os painéis solares, o que contribui para combater o efeito da ilha de calor urbana.

O uso de módulos fotovoltaicos flutuantes: O efeito de resfriamento do corpo d'água sobre os módulos fotovoltaicos flutuantes pode aumentar a geração de energia elétrica.

Os pesquisadores analisaram como a velocidade e a direção do vento afetam o resfriamento de uma usina fotovoltaica no telhado com 10.806 painéis. Eles dizem que os ventos de trás foram menos eficazes devido à inclinação do telhado e à lacuna mínima entre os painéis e o telhado, mas o vento de outras direções pode contribuir para um efeito de resfriamento de até 7°C.

Pesquisadores da Universidade Bursa Uludağ, na Turquia, investigaram o efeito de resfriamento do vento em usinas fotovoltaicas em telhados. Eles mediram as mudanças de temperatura em uma instalação de telhado de 57 acres (1 acre = 4.047 metros quadrados) durante o verão de 2023 e descobriram que o vento pode fornecer um efeito de resfriamento de até 7°C, dependendo de sua direção e velocidade.

“Observou-se que uma parte significativa dos estudos na literatura se concentra em usinas fotovoltaicas montadas no solo. Neste estudo, no entanto, as usinas fotovoltaicas em telhados, que estão sendo cada vez mais usadas por muitas instalações industriais para reduzir os custos de energia, foram examinadas”, disse o grupo. “A diferença mais significativa que distingue os sistemas fotovoltaicos de telhado das aplicações montadas no solo é a geometria do telhado. Painéis dispostos em sequência em telhados congestionados estão em desvantagem em comparação com as plantas montadas no solo em termos de receber ventos frios”.

O local solar fica no topo de uma instalação de produção de automóveis TOFAS em Bursa, Turquia. Bursa recebe uma intensidade média de radiação solar de 1.393 kWh/m² por ano e, durante o período de medição, os ventos sopraram predominantemente do Nordeste. A velocidade média do vento de todas as direções foi de cerca de 1 m/s, com o Leste experimentando os ventos mais fortes com uma média de 1,49 m/s.

Instalações fotovoltaicas em telhados podem aumentar as temperaturas diurnas em ambientes urbanos em até 1,5 ° C.

O telhado abriga 10.806 painéis fotovoltaicos monocristalinos PERC de meio corte, cada um com capacidade de 545 W, contribuindo para uma capacidade nominal total de aproximadamente 5,9 MW. Os painéis são orientados 22° leste do Sul, com um ângulo de inclinação de 17,8° e uma folga de 15 cm entre os painéis e o telhado.

“A instalação medida está ativamente em uso e o proprietário da instalação coleta medições de um único ponto. Os instrumentos de medição incluem sensores de temperatura ambiente, irradiância e vento. O sensor de temperatura fotovoltaico é montado abaixo do painel”, disse o grupo. “Os dados de medição do vento são coletados em intervalos de um minuto, enquanto todos os outros dados são coletados em intervalos de 15 minutos”.

Para explicar os efeitos da velocidade do vento, os pesquisadores emparelharam e compararam 50 eventos com irradiância, temperatura e direção do vento semelhantes, mas diferentes velocidades do vento. Eles descobriram que velocidades do vento abaixo de 0,5 metros por segundo (m/s) resultam em um efeito de resfriamento limitado de 1°C a 3°C em painéis solares, enquanto velocidades superiores a 0,5 m/s aumentam o efeito de resfriamento para 3°C a 7°C.

Usando pares de vento traseiro e lateral, o grupo de pesquisa também foi capaz de analisar o efeito da direção do vento.

“Devido à inclinação do telhado e à lacuna mínima entre os painéis e o telhado, os ventos de trás foram menos eficazes, pois não conseguiram penetrar na parte traseira dos painéis fotovoltaicos”, disse o grupo. “Os ventos laterais, por outro lado, não enfrentaram dificuldade em fluir sobre as superfícies dos painéis, mas perderam seu efeito de resfriamento à medida que passavam pelas longas fileiras de painéis”.

Pesquisadores concluíram que a seleção de locais com velocidades de vento mais altas é crucial durante a fase de projeto de uma usina solar. Eles observaram a importância de configurar a usina adequadamente para garantir que o vento possa atingir efetivamente todos os painéis fotovoltaicos. Eles acrescentaram que a otimização da fase de projeto pode melhorar o desempenho sem incorrer em custos significativos, especialmente porque a modificação de uma planta existente apresenta desafios e despesas.

Entenda a ação dos ventos em relação às placas solares. (pv-magazine-brasil)

Fernando de Noronha terá 85% de geração solar até 2027

Fernando de Noronha terá 85% de geração solar e armazenamento por baterias até 2027.

Em substituição ao diesel, o projeto Noronha Verde será realizado pela Neoenergia com investimentos de R$ 300 milhões.

Morro Dois Irmãos - Arquipélago de Fernando de Noronha, Pernambuco, Brasil.

A Neoenergia recebeu autorização do Ministério de Minas e Energia (MME) para ampliar a geração renovável de Fernando de Noronha, em Pernambuco, por meio de energia fotovoltaica e armazenamento em baterias. O objetivo do projeto Noronha Verde é alcançar até 85% de descarbonização no arquipélago que, atualmente, é majoritariamente abastecido a diesel e que se tornará a primeira ilha habitada na América Latina a alcançar essa marca. A estimativa é que o Noronha Verde entre em operação no início de 2027 com investimentos previstos de R$ 300 milhões.

Fernando de Noronha tem investido em energia solar, destacando-se a usina solar flutuante anunciada pela Neoenergia e Compesa que ampliou a geração de energia renovável na região. Além disso, também com investimentos da Neoenergia, as usinas solares Noronha I e II, inauguradas em 2015 e 2017 respectivamente, contam com 3.480 módulos fotovoltaicos.

Vista aérea da Usina Solar Noronha II, instalada em uma área de concreto de 8 mil m², pertencente ao Governo do Estado de Pernambuco, utilizada para captação de águas pluviais.

Imagem: Reprodução portal Aulas de Energia/Neoenergia

A iniciativa, que envolve o Governo Federal, por meio do MME, e o Governo do Estado de Pernambuco, será licenciada pela Agência Estadual de Meio Ambiente de Pernambuco (CPRH), mediante anuência do ICMBio. A partir da publicação da portaria, a Neoenergia terá 30 dias para apresentar um plano de investimento para o projeto.

Usina Solar Noronha II, Ilha de Fernando de Noronha (PE)

O projeto também trará impactos positivos para todos os brasileiros à medida que contribuirá para redução de encargos e subsídios na conta de energia, pagos hoje pelo conjunto de consumidores de todo o país por meio da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que subsidia a energia gerada pelo diesel na ilha. (pv-magazine-brasil)

Investimento de R$ 522bi gera 30 mil empregos no Brasil

Megainvestimento de R$ 522 bilhões promete tornar o Nordeste um dos estados mais importantes do mundo, gerar 30 mil empregos e transformar o Brasil líder global na produção do combustível do futuro.

Nordeste na mira de um plano ambicioso: investimentos no combustível do futuro promete ultrapassar R$ 522 bilhões e revolucionar os setores de energia no mundo.

O Nordeste brasileiro está prestes a se tornar um polo global no setor de hidrogênio verde. O estado do Rio Grande do Norte desponta com um megainvestimento que promete transformar a produção de combustível do futuro. Serão R$ 111 bilhões de investimentos destinados a projetos desse tesouro escondido que visam alavancar a economia local e fortalecer a matriz energética do país. Este avanço trará inovação e colocará o estado na liderança do setor de hidrogênio verde (H2V) no Brasil.

Esse cenário é o resultado de pelo menos seis projetos em andamento, que prometem gerar até 5 GW de energia, posicionando o Rio Grande do Norte como um player importante no mercado de H2V. Segundo a Confederação Nacional da Indústria (CNI) e a Secretaria de Desenvolvimento Econômico do RN (Sedec), o total de investimentos previstos pode ultrapassar US$ 20 bilhões, ou cerca de R$ 111 bilhões na cotação atual.

Esses projetos, baseados em fontes de energia renovável como eólica e solar, estão em diferentes estágios de desenvolvimento e licenciamento que pode transformar a economia da região e criar mais de 30 mil novos empregos nos próximos anos.

Investimentos em hidrogênio verde no Nordeste chega a US$ 90 bilhões (aproximadamente R$ 522 bilhões) e gerar 30 mil empregos.

Hidrogênio verde, o combustível do futuro, pode destravar a economia brasileira gerando mais de 60 mil empregos nos próximos 3 anos.

Entre os seis projetos, três já estão avançando para a fase de licenciamento ambiental. Além disso, o estado está focado na viabilização do Porto-Indústria, que será fundamental para o escoamento da produção de hidrogênio verde. Essa infraestrutura será crucial para garantir que o estado consiga atender à demanda crescente por energia limpa. O Nordeste é uma das regiões mais promissoras para a produção de H2V, graças às suas condições climáticas e geográficas, favoráveis à geração de energia renovável.

Os números são impressionantes. Apenas na região do Nordeste, os investimentos em hidrogênio verde podem chegar a US$ 90 bilhões. O Rio Grande do Norte, que já lidera a produção de energia eólica no Brasil, quer assumir também a liderança no setor de H2V. O estado conta com o projeto do Complexo Industrial Alto dos Ventos, em Macau, com investimento de US$ 2,5 bilhões, aproximadamente R$ 14,5 bilhões. Esse complexo, liderado pelas empresas Nordex e Acciona, terá uma capacidade de produção de 1 GW de hidrogênio verde em uma área de 10 hectares.

Outros estados nordestinos como Ceará, Piauí e Bahia, também estão mirando o hidrogênio verde como uma alternativa econômica sustentável. O estudo “Hidrogênio Sustentável: Perspectivas para o Desenvolvimento e Potencial para a Indústria Brasileira”, da CNI, destacou a importância da região para o avanço do combustível do futuro. Ceará lidera com 27 projetos voltados para o desenvolvimento do hidrogênio verde. Esse movimento coloca o Nordeste em uma posição estratégica no cenário global de energias renováveis.

No Rio Grande do Norte, os três projetos em fase de licenciamento estão localizados nas cidades de Areia Branca, Macau e Pedra Grande. Segundo Hugo Fonseca, secretário adjunto de Desenvolvimento Econômico, o foco é atrair investimentos que permitam explorar as áreas com maior potencial de produção de H2V. Contudo, os detalhes dos projetos permanecem confidenciais, pois estão em fase de acordos preliminares e memorandos de entendimento. Empresas como Neoenergia, Enterprize e Maturati Participações estão envolvidas nas negociações.

Estado conta com um Marco Legal que define as diretrizes para a produção do combustível do futuro (H2V) no Brasil

As condições para o sucesso no Rio Grande do Norte são favoráveis. A abundância de recursos naturais, como água e energia renovável, facilita a implementação da cadeia de produção de hidrogênio verde. Além disso, o estado conta com um Marco Legal que define as diretrizes para a produção de H2V no Brasil. A Assembleia Legislativa do RN está desenvolvendo uma regulação local para o setor, com o objetivo de impulsionar ainda mais os investimentos no estado.

Outro destaque é o Centro de Excelência em Formação Profissional para Hidrogênio Verde, o primeiro do Brasil, inaugurado em fevereiro deste ano. Essa instituição visa qualificar profissionais para atuar em todas as etapas da cadeia produtiva de H2V, desde a geração de energia até a aplicação prática. A mão de obra qualificada será essencial para atender à crescente demanda do setor, fortalecendo a posição do estado como líder na produção de hidrogênio verde.

O desenvolvimento do Porto-Indústria Verde também avança, com localização já definida entre Caiçara do Norte e Galinhos. O projeto é fundamental para o escoamento e exportação do combustível do futuro produzido no estado. O governo do Rio Grande do Norte já solicitou a autorização ao Ministério dos Portos e Aeroportos para iniciar o processo de licenciamento ambiental, um passo crucial para a viabilização do porto.

Construção do Porto-Indústria Verde contará com investimentos do BNDES

Com um investimento de R$ 5,6 bilhões, o Porto-Indústria Verde será desenvolvido em uma área de 13 mil hectares, seguindo o modelo de Parceria Público-Privada (PPP). A expectativa é que o porto se torne um centro estratégico para a exportação de hidrogênio verde e outros produtos sustentáveis. O processo de licenciamento ambiental do porto tem custo estimado de R$ 12 milhões, e parcerias com o BNDES e o Ministério dos Portos estão sendo negociadas para garantir o apoio financeiro necessário.

O Porto-Indústria Verde será um marco no desenvolvimento econômico e sustentável do estado, consolidando o Rio Grande do Norte como um dos principais produtores de hidrogênio verde no Brasil. O porto, além de escoar a produção de H2V, também será um ponto estratégico para a exportação de outros produtos derivados de fontes renováveis. Com as operações previstas para iniciar por volta de 2030, o estado tem uma oportunidade única de se destacar no mercado global de energia limpa.

Hidrogênio Verde: O tesouro escondido do Nordeste que vai revolucionar a energia renovável no mundo

O Nordeste brasileiro está em uma posição privilegiada para se tornar líder mundial na produção de hidrogênio verde. Com investimentos bilionários, um ambiente favorável e apoio governamental, o Rio Grande do Norte desponta como protagonista da revolução energética. (sociedademilitar)