Maior contrato da GreenYellow no Brasil para telhado solar

GreenYellow assina seu maior contrato no Brasil para telhado solar com 3,96 MWp.

O projeto, que deve ser finalizado ainda em 2024, marca o retorno da multinacional francesa de transição energética à geração de energia fotovoltaica no próprio local de consumo, com foco nos clientes dos segmentos de Comércio e Indústria. É o primeiro projeto do tipo anunciado desde 2017. Nos últimos anos, a companhia vinha explorando o modelo de geração compartilhada e de autoconsumo remoto para atender seus clientes, com instalação fora do local de consumo.

Usina Américo de Campos, entregue pela GreenYellow para a Sun Mobi em São Paulo, ainda no modelo de geração compartilhada.

A GreenYellow anunciou um acordo para a construção de um telhado solar de autoconsumo na fábrica de um cliente industrial, em Campinas (SP). O sistema fotovoltaico, que deve ficar pronto ainda em 2024, contará com capacidade instalada de 3,96 MWp, e será um dos maiores telhados solares do Brasil e também já implantados pela multinacional francesa no país. A GreenYellow possui outras sete usinas nesta modalidade instaladas nas unidades da varejista Assaí Atacadista.

O presidente da GreenYellow no Brasil, Marcelo Xavier, destaca que este será o primeiro contrato da multinacional francesa na modalidade on-site para C&I (Comércios e Indústrias) desde 2017, simbolizando a retomada da atuação da empresa neste mercado. “No início do ano, anunciamos a nossa estratégia de voltar ao segmento de geração de energia fotovoltaica para autoconsumo local direcionada ao setor de C&I. Nesse contexto, o desenvolvimento deste projeto, que envolve investimento, construção, operação e manutenção da usina, é muito importante no sentido de reiterar nosso foco nessa fatia de mercado”, enfatiza Xavier.

No Brasil desde 2014, a empresa possui mais de 1 mil projetos de eficiência energética implementados e 280 MWp em projetos fotovoltaicos distribuídos em mais de 80 usinas. Entre seus clientes, atualmente, estão Oi Telecom, DPSP, Lopes Supermercado, Claro, Magazine Luiza, Pão de Açúcar, Assaí Atacadista, Grupo Casas Bahia, Leroy Merlin, entre outros.

No âmbito global, a GreenYellow consolida sua atuação na geração descentralizada. Para se ter ideia, a organização possui mais de 1 mil usinas neste segmento distribuídas em 20 países. A capacidade instalada de usinas solares de geração local – sistemas de carport e rooftops – construída ou em construção pela multinacional francesa soma 850 MWp, que gera 1 TWh de energia limpa anualmente ao redor do mundo, equivalente a mais de 520 mil lares abastecidos.

Recentemente, a GreenYellow anunciou um contrato junto ao Carrefour, que visa a implantação de 350 usinas descentralizadas, em 90 hipermercados e 260 supermercados do Grupo, na França, até 2027. Segundo o acordo, a capacidade total será de mais de 350 MW, com 450 GWh de produção de energia limpa por ano, equivalente ao consumo energético de uma cidade com 200 mil habitantes. Este, que já é considerado o maior programa de energia solar descentralizada na Europa, terá a fase de desenvolvimento iniciada em julho de 2024, com as primeiras implementações previstas para 2025. Metade do programa será concluída até o final de 2026. (pv-magazine-brasil)

Energia fotovoltaica vertical remodelam mercado de energia

Grandes quantidades de energia fotovoltaica vertical podem remodelar o mercado europeu de energia.

Grupo de cientistas liderado pelo Centro Comum de Pesquisa (JRC) da Comissão Europeia analisou impacto da implantação de sistemas fotovoltaicos mais verticais nos mercados europeus de energia e identificou vantagens potenciais que podem ser oferecidas por esse cenário. Inclui preços mais baixos de eletricidade, custos de sistema mais baixos e uma crescente troca de energia entre os países vizinhos.

Efeitos da integração fotovoltaica vertical bifacial no mix de eletricidade em vários países da UE

Equipe de pesquisa internacional investigou impacto da implantação de sistemas agrovoltaicos verticais bifaciais em cenário disruptivos em larga escala no mercado europeu de energia e descobriu que os painéis fotovoltaicos verticais orientados para Leste-Oeste podem desempenhar um papel significativo na obtenção de um sistema de energia continental mais equilibrado e integrado até 2040.

Os cientistas descobriram, em particular, que a perspectiva de uma maior penetração de sistemas fotovoltaicos verticais, principalmente de tamanho comercial e industrial, pode levar a várias melhorias importantes, como aumentar as participações e o valor da energia solar, reduzir os preços da eletricidade de carga básica e melhorar a troca de energia entre os países vizinhos.

O grupo explicou que a energia fotovoltaica vertical orientada Leste-Oeste estende o tempo de geração de um painel solar até o amanhecer e o pôr do sol, que são períodos em que é mais valioso para os consumidores. “Essa configuração normalmente produz 30% nas 3 horas do meio-dia, em contraste com o sistema fotovoltaico voltado para o sul, que produz quase 70% de sua produção ao meio-dia”, enfatizou. “Favorecer sistemas bifaciais verticais reduz o pico de produção fotovoltaica e garante um perfil de produção que cobre um número maior de horas, o que ajuda a produção baseada em energia solar a manter um valor de mercado mais alto”.

A análise foi baseada no Modelo Europeu do Mercado de Energia (EPMM), um modelo de equilíbrio setorial multimercado que simula os mercados grossistas europeus de eletricidade e analisa o impacto das políticas nos mercados europeus. Abrange os 27 países que aderiram à Rede Europeia de Operadores de Redes de Transporte de Eletricidade (REORT-E).

A modelagem considerou custos minimizados de demanda de eletricidade, custos de inicialização e desligamento, custos de produção e redução de energia renovável. Abrangeu a geração convencional e renovável e o armazenamento de energia. “O objetivo principal do modelo é satisfazer as necessidades de consumo de eletricidade com o menor custo do sistema, considerando as características das usinas disponíveis e as capacidades de transmissão transfronteiriça no sistema elétrico europeu”, afirmou o grupo.

Nos 5 cenários de sensibilidade propostos analisados por modelagem, espera-se que a energia solar fotovoltaica atinja uma capacidade que varia de 649 GW a 1.178 GW, de cerca de 240 GW atualmente. No caso base, no entanto, não foram assumidos investimentos em solar bifacial vertical, enquanto no melhor cenário espera-se que o solar vertical atinja uma participação notável de 50%.

“A saída do modelo mostra claramente um aumento na geração solar de 2% e 3,6% em 2030 e 2040, respectivamente”, explicaram os pesquisadores. “Esse aumento ultrapassa 5,3% no cenário de alta participação de solar, mostrando claramente o potencial do sistema vertical. Notavelmente, um aumento substancial na eletricidade injetada na rede é evidente com maior utilização fotovoltaica vertical, substituindo principalmente a geração de gás e nuclear”.

A análise também mostrou que mais energia fotovoltaica vertical pode levar a preços de energia substancialmente mais baixos, devido em parte aos custos mais baixos do sistema, redução reduzida e substituição de ativos caros de geração de energia convencional.

“A longo prazo, o sistema elétrico europeu se torna mais sustentável tanto econômica quanto ambientalmente”, concluíram os cientistas. “O sistema futuro é caracterizado por menores emissões de CO₂ e menor dependência de combustíveis fósseis importados, e também será mais sustentável em termos econômicos, caracterizado pela redução do custo total do sistema e pela diminuição dos preços da eletricidade no atacado”.

Suas descobertas estão disponíveis no estudo “Impacts of large-scale deployment of vertical bifacial photovoltaics on European electricity market dynamics“, que foi publicado recentemente na Nature Communications. O grupo de pesquisa incluiu acadêmicos do Centro Regional de Pesquisa de Política Energética da Hungria, da Universidade da Califórnia – Berkeley, do Centro Conjunto de Pesquisa (JRC) da Comissão Europeia, da consultoria grega Elpedison SA e do provedor de software European Dynamics Luxembourg SA. (pv-magazine-brasil)

Hidrogênio fotovoltaico off-grid X energia solar autônoma mais armazenamento

Uma equipe de pesquisa alemã comparou o desempenho econômico de um sistema de célula de combustível fotovoltaico com o de uma contraparte autônoma de energia solar e armazenamento em um edifício no Níger. A análise mostrou que o hidrogênio descentralizado movido a energia fotovoltaica poderia atingir um custo nivelado de energia e um custo nivelado de armazenamento consideravelmente mais baixos do que o sistema de bateria fotovoltaica, com esses valores atingindo € 0,12 (US$ 13,1) /kWh e € 0,35/kWh, respectivamente.

Um grupo de pesquisadores da Universidade de Ciências Aplicadas da Alemanha investigou como os sistemas de células de combustível de eletrolisador fotovoltaico poderiam substituir os sistemas de energia solar mais armazenamento como soluções autônomas de fornecimento de energia para eletrificação descentralizada fora da rede e descobriu que a solução da célula de combustível poderia fornecer energia significativamente mais barata e custos de energia armazenada mais baixos do que a combinação de energia solar mais bateria.

Os cientistas consideraram a implantação de ambas as configurações do sistema em um prédio acadêmico de dois andares composto por 14 salas em Niamey, Níger. A radiação média anual no local é de cerca de 2.000 kWh/m2.

O edifício utiliza 19 condicionadores de ar, 75 lâmpadas, 23 ventiladores, 26 computadores, 2 laptops, 4 projetores de vídeo, 1 televisão, 5 impressoras, 2 geladeiras, 2 copiadoras, 3 scanners e 1 lâmpada externa. “O horário de funcionamento de todos os aparelhos é entre 06:00 e 21:00, exceto os refrigeradores, a lâmpada externa e a carga de espera”, especificaram os cientistas, observando que a carga nominal no período é constante em torno de 66,8 kW. “Como o prédio fecha aos domingos, apenas a carga do refrigerador e a carga de espera são consideradas durante o dia”.

Diferença entre Energia Solar: Térmica e Fotovoltaica

O sistema de hidrogênio movido a energia fotovoltaica consiste em um painel solar de 150 kW, um eletrolisador de membrana de troca de polímero (PEM) de 50 kW, um tanque de hidrogênio com capacidade total de armazenamento de 50 kg, uma célula de combustível de 20 kW e uma bateria de 5 kWh cobrindo pequenas cargas durante a noite para fins práticos. “Todos os dias, a bateria seria totalmente carregada antes de produzir hidrogênio, garantindo que eletricidade suficiente esteja disponível durante a noite”, destacou o grupo. “A quantidade de hidrogênio restante no final do dia após a operação da célula de combustível foi acumulada nos tanques todos os dias”.

O desempenho deste sistema de hidrogênio foi comparado, por meio de uma série de simulações, ao de uma contraparte autônoma de energia solar mais armazenamento que consiste em um painel fotovoltaico de 150 kW, um sistema de armazenamento de bateria de 513 kWh e um sistema de gerenciamento de energia. A análise considerou a estrutura de custos geral dos sistemas, o custo nivelado de energia (LCOE) e o custo nivelado de armazenamento (LCOS) de ambos os sistemas, bem como o custo nivelado de hidrogênio do sistema fotovoltaico-eletrolisador-célula de combustível sozinho.

A análise econômica mostrou que o sistema de hidrogênio movido a energia fotovoltaica é uma “escolha ideal” em relação ao sistema clássico de baterias fotovoltaicas, apesar de seus custos iniciais ligeiramente mais altos. “Embora o sistema de armazenamento de bateria forneça uma quantidade ligeiramente maior de eletricidade em comparação com o sistema de armazenamento de hidrogênio, a diferença é marginal em comparação com a relação custo-benefício superior da opção de hidrogênio”, disseram os cientistas.

Eles descobriram que o sistema de hidrogênio alcançou um LCOE de € 0,12 (US$ 13,1) /kWh e um LCOS de € 0,35/kWh, enquanto o sistema solar mais armazenamento alcançou valores de € 0,17/kWh e € 0,71/kWh. O LCOH da instalação de hidrogênio também variou entre € 8,21/kg e € 4,78/kg.

Razão do melhor desempenho do sistema de hidrogênio movido a energia fotovoltaica foi atribuída ao custo relativamente alto da bateria no sistema durante a vida útil do projeto. “Considerando os futuros desafios de fabricação associados ao sistema de armazenamento de bateria, investir hoje no sistema de armazenamento de hidrogênio pode ser uma escolha favorável”, afirmaram os pesquisadores. “A partir dos resultados deste estudo, pode-se concluir que o projeto proposto pode ser instalado de forma viável no local escolhido”.

Suas descobertas podem ser encontradas no estudo “Standalone electricity supply system with solar hydrogen and fuel cell: Possible to get rid of storage batteries?”, que foi publicado recentemente na International Journal of Hydrogen Energy. “A mensagem consistente que emerge dessas descobertas é a viabilidade econômica da produção de hidrogênio e sua utilização para aplicações de armazenamento de eletricidade”, concluíram os acadêmicos. (pv-magazine-brasil)

Desperdício de energia renovável

Desperdício de energia renovável: ineficiência controlável

Da mesma forma que não se constrói rodovias adicionais apenas para acomodar o tráfego de um feriado prolongado, não faz sentido econômico construir uma rede de transmissão só para uso em momentos de pico

A questão do desperdício de energia renovável, ou "curtailment", como é conhecido internacionalmente, tem sido um tema de debate crescente no Brasil e no mundo. A experiência da Austrália, onde a quantidade de energia solar e eólica não convertida em eletricidade tem aumentado, serve como um alerta para os desafios que o Brasil pode enfrentar à medida que expande sua capacidade de energia renovável.

No Brasil, país com vasto potencial para a geração de energia renovável, principalmente solar e eólica, o fenômeno do curtailment também é uma realidade. De acordo com dados recentes, desperdiçamos cerca de 5% da energia eólica gerada em 2022 devido às limitações na infraestrutura de transmissão e questões regulatórias. Isso representa uma quantidade significativa de energia, que poderia estar contribuindo para o abastecimento de milhares de residências brasileiras.

O curtailment por aqui, assim como na Austrália, pode ser dividido em duas categorias principais: redução por limitações na rede de transmissão e redução econômica. A infraestrutura de transmissão no Brasil ainda é insuficiente para lidar com o crescimento acelerado da geração de energia renovável. Muitas vezes, há congestionamento nas linhas de transmissão, especialmente em regiões onde a geração eólica e solar é mais intensa, como no Nordeste. A redução econômica acontece quando a produção de energia renovável é reduzida devido a preços de mercado baixos. Isso ocorre porque, em alguns momentos, a oferta de energia supera a demanda, levando a uma queda nos preços que não compensa o custo de produção.

A prática, à primeira vista, pode parecer um grande desperdício, especialmente num momento em que a necessidade de reduzir as emissões de carbono é urgente. No entanto, especialistas argumentam que um certo nível de redução é esperado e pode até ser economicamente eficiente. Tentar utilizar cada watt de energia gerada exigiria investimentos enormes em armazenamento e transmissão, tornando o sistema energético inviável economicamente.

No Brasil, estudos indicam que construir capacidade adicional de geração renovável e aceitar alguma redução pode ser mais vantajoso do que superdimensionar a infraestrutura de transmissão. Isso é comparável à construção de estradas: não se constrói rodovias adicionais apenas para acomodar o tráfego de um feriado prolongado. Da mesma forma, não faz sentido econômico construir uma rede de transmissão que só será totalmente utilizada em momentos de pico.

O exemplo da Austrália mostra que, em sistemas de energia altamente renováveis, a redução de energia pode chegar a 20% até 2050, segundo o Integrated System Plan do operador do mercado de energia australiano. Por aqui, as projeções ainda são tímidas, mas a tendência aponta para um aumento da capacidade instalada de energias renováveis, o que provavelmente levará a um aumento no curtailment se não houver investimentos adequados em infraestrutura.

Para minimizar os efeitos do curtailment no país, algumas medidas podem ser adotadas. Investir em infraestrutura é crucial, melhorando a capacidade de transmissão e distribuição de energia. Projetos como o Rodoanel da Transmissão, que pretende interligar as regiões de maior geração de energia renovável às áreas de consumo, são passos na direção certa. Além disso, é necessária uma reforma regulatória, revisando as regras de acesso à capacidade de transmissão para facilitar a integração de novos projetos de energia renovável e evitar o congestionamento da rede.

Outro ponto importante é o incentivo ao armazenamento de energia. Promover tecnologias de armazenamento, como baterias e hidrogênio verde, pode ajudar a equilibrar a oferta e demanda, reduzindo a necessidade de curtailment. Por fim, é essencial o gerenciamento da demanda, incentivando consumidores a utilizar mais energia durante os períodos de maior geração renovável, como o meio do dia, para ajudar a equilibrar o sistema.

A complexidade do curtailment nos lembra que, na busca por um futuro energético sustentável, devemos equilibrar a eficiência econômica com a necessidade ambiental, investindo em soluções que permitam aproveitar ao máximo o potencial das energias renováveis sem incorrer em custos desnecessários. (brasilenergia)

O inevitável caminho da eletrificação

Os sistemas elétricos deverão ser os tabuleiros dos próximos jogos globais da energia.

“A eletrificação é um caminho que a gente sabe há muito tempo que é inevitável”, com essa afirmação o jornalista automotivo, Cassio Cortes, iniciou sua conversa repleta de informações sobre o mundo dos carros elétricos.

Os modos de produzir, disponibilizar ou utilizar energia são indiscutivelmente os principais responsáveis pelas emissões dos gases de efeito estufa no planeta. A óbvia decorrência dessa constatação é que nesses segmentos devem se concentrar os esforços para a mitigação desse efeito. Nesse sentido sobressai o conceito de integração energética como pano de fundo para a eficientização global da indústria da energia e a consequente redução das referidas emissões.

A parte mais simples desse desafio, apesar da magnitude dos obstáculos técnicos e econômicos, encontra-se em marcha: substituir em larga escala as fontes fósseis por renováveis na produção de eletricidade. Ela vem sendo endereçada através da disruptiva penetração das fontes eólica e, principalmente, solar nos sistemas elétricos. Primeiro passo na dramática busca pela descarbonização, necessária e urgente pelas razões climáticas fartamente conhecidas. 

Em paralelo, observa-se a progressiva eletrificação das atividades com vistas a ampliar o alcance do atendimento energético oriundo de fontes de baixo carbono. Essa eletrificação ocorre de maneira direta, onde se utiliza a eletricidade como substituto dos combustíveis fósseis em aplicações de uso final nos transportes, aplicações prediais ou nos processos industriais, quando possível.

A alternativa para os segmentos mais refratários à eletrificação direta é a modalidade indireta, onde a eletricidade comparece como insumo para a sua conversão num vetor energético, conforme se apresenta na nascente indústria do hidrogênio verde, obtido a partir de eletrólise da água. Também integram o rol de soluções os carregadores químicos associados a essa rota tecnológica, a exemplo do metanol ou da amônia, bem como a produção de combustíveis sintéticos.

Face dessas ambições, mais que nunca será necessária a integração entre os vários segmentos da indústria da energia. Ganham relevância os papéis dos usuários, principalmente nas modalidades de geração e armazenamento distribuídos, bem como nos arranjos para resposta da demanda e aumento da eficiência energética nos usos finais. Espera-se o engajamento dos novos prossumidores1, atuando isoladamente ou por meio de agentes agregadores capazes de potencializar o efeito de seus comportamentos nas “usinas virtuais2”.

Acaba de ser publicado pela Comissão Europeia o “Estudo sobre a promoção da integração do sistema energético através do papel crescente da eletricidade renovável, dos ativos descentralizados e do hidrogênio”3. Relatório que avalia o status da “Estratégia de Integração do Sistema Energético da União Europeia”, formulada em 2020, propondo medidas políticas e legislativas para moldar gradualmente um novo sistema energético. Destaca sobretudo os desafios que deverão ser superados para a efetiva integração naquele continente. A despeito de tratar do caso europeu, o estudo endereça validamente questões aplicáveis a todo o mundo. 

Importa destacar que na base do avanço das fontes eólica e solar, além das motivações climáticas estão presentes os interesses da China, principal promotor dessa expansão, na redução de sua dependência energética do petróleo.

A crescente eletrificação das atividades motivada pelas razões mencionadas, bem como pela acelerada penetração da indústria da tecnologia, particularmente nas aplicações de inteligência artificial, deverá provocar aumentos sem precedentes dos fluxos energéticos e econômicos nas redes elétricas. Parte deles atualmente encontra-se no domínio dos hidrocarbonetos. Essa é uma das razões para reiterar o mantra que diz “os sistemas elétricos deverão ser os tabuleiros dos próximos jogos globais da energia”.

No Brasil sabidamente a participação das fontes renováveis é elevada, a infraestrutura de transporte é robusta e a capacidade de armazenamento hidrelétrico facilita a acomodação de vigorosa expansão das fontes eólica e solar, que não são controláveis. É um contexto favorável ao aproveitamento da provável ampliação da importância econômica da indústria da eletricidade em benefício de sua sociedade. Para tanto, o estado brasileiro necessita resgatar a capacidade de formular políticas coerentes e regular a sua execução, que foi progressiva e perigosamente erodida nos últimos doze anos. (brasilenergia)