Europa apresentará plano de eletrificação prá reduzir dependência fóssil

Europa deve apresentar plano de eletrificação para reduzir dependência de fósseis.

A Comissão Europeia deve apresentar o plano "AccelerateEU" para acelerar a eletrificação e reduzir a dependência de fósseis (petróleo/gás) devido à instabilidade no Oriente Médio. O pacote visa o alívio imediato de custos para famílias e indústrias, com foco em energias renováveis e segurança energética.

Pontos-chave do Plano de Eletrificação:

Objetivo: Reduzir a dependência energética externa e promover a transição para energias limpas produzidas internamente.

Ações: O plano inclui um "Plano de Ação para a Eletrificação" com metas para eliminar barreiras nos setores industrial, de transporte e de edifícios, além de instalar 60 milhões de bombas de calor até 2030.

Resultados Esperados: A eletrificação pode reduzir as importações de combustíveis fósseis na Europa em 80% até 2050.

Armazenamento e Rede: Especialistas destacam a necessidade de aumentar a capacidade de armazenamento de energia em baterias para 200 GW até 2030 para suportar a rede elétrica.

Contexto: O pacote surge em resposta a picos de preços e interrupções no fornecimento de energia, exigindo, segundo o comissário de Energia Dan Jorgensen, um ponto de virada na estratégia energética da UE.

Este plano reforça a aposta em energia eólica e solar, que já superaram as fontes fósseis na geração de eletricidade na UE no primeiro semestre de 2024.

Europa registra forte economia em euros com energia solar durante março e desperta curiosidade sobre qual país lidera crescimento que redefine mercado energético e reduz custos.

A Comissão Europeia deve publicar um novo pacote de política energética intitulado "AccelerateEU" em 22 de abril, de acordo com reportagens publicadas pela imprensa. O plano visa reduzir a demanda europeia por petróleo e gás por meio de uma maior eletrificação e apoio fiscal para tecnologias de baixo carbono.

O pacote está sendo desenvolvido em resposta a recentes interrupções energéticas ligadas à instabilidade no Oriente Médio e ao conflito com o Irã, que causaram picos de preços e preocupações com o fornecimento, particularmente em torno do Estreito de Ormuz.

De acordo com um rascunho do plano, a Comissão Europeia está enquadrando a iniciativa como infraestrutura de segurança econômica e energética, em vez de política climática incremental. O rascunho afirma que os benefícios da transição superam seus custos e que a Europa não pode se dar ao luxo de permanecer exposta a choques energéticos cada vez mais frequentes.

As medidas reportadas incluem esforços para tributar a eletricidade abaixo dos combustíveis fósseis, com possíveis caminhos em direção a energia com taxa zero para indústrias de uso intensivo de energia. A Comissão também deve propor uma meta de eletrificação em toda a UE antes do verão.

Elementos adicionais incluem um catálogo de apoio fiscal para medidas de economia de energia e tecnologias limpas, abrangendo bombas de calor, sistemas geotérmicos e redes inteligentes. Essas medidas são projetadas para acelerar a substituição da demanda por petróleo e gás.

Bruxelas também deve aumentar a coordenação do preenchimento de armazenamento de gás para evitar picos de preços causados por aquisições descoordenadas. Embora as mudanças tributárias exijam aprovação unânime dos estados membros, a Comissão está posicionando a eletrificação como a principal ferramenta para evitar futuras crises energéticas.

Projeto colossal no Mar do Norte acelera parque eólico offshore com energia eólica offshore, mira 300 GW e busca independência energética até 2050 com redes interconectadas e licitações coordenadas.

Europa prepara projeto colossal no Mar do Norte que pode mudar o mapa da energia, erguer milhares de turbinas, reduzir gás estrangeiro, desafiar potências globais, redesenhar a geopolítica e criar o maior parque eólico história. (biodieselbr)

Resfriamento por aspersão para painéis fotovoltaicos flutuantes

Uma equipe de pesquisa na Alemanha desenvolveu um modelo dinâmico de resfriamento por aspersão para sistemas fotovoltaicos flutuantes que acopla o comportamento térmico, o desempenho elétrico e o resfriamento ativo, e o validou em uma instalação de 750 kW. Simulações em quatro climas diferentes mostraram que o resfriamento por aspersão reduz a temperatura dos módulos em até 42% e melhora a produção de energia em até 3,8%, com benefícios fortemente dependentes das condições locais.

Sistema de resfriamento por aspersão virtual com 4 unidades de bomba-aspersão instaladas em uma planta FPV.

Pesquisadores da Universidade de Ciências Aplicadas FH Aachen, na Alemanha, desenvolveram um novo modelo dinâmico de resfriamento por aspersão para sistemas fotovoltaicos flutuantes (FPV).

“Este trabalho adota uma perspectiva sistêmica sobre o resfriamento por aspersão para sistemas fotovoltaicos flutuantes. Embora o resfriamento em si não seja novidade, o foco aqui é um sistema de aspersão muito simples e de baixo custo que poderia ser implementado na prática”, disse o autor correspondente Nico Oellers à pv magazine. “Ele combina modelagem dinâmica detalhada com validação e aplica o conceito a diferentes climas, mostrando o quanto o desempenho e a operação ideal dependem da localização”.

Ele acrescentou que, além do resfriamento, o resfriamento por aspersão também pode ser útil para limpeza, prevenção de neve e proteção contra incêndios em veículos aéreos flutuantes. “Também planejamos testes de longo prazo em grande escala para validar os resultados e investigar outros casos de uso e efeitos ambientais, incluindo impactos no ecossistema do lago e na evaporação”, acrescentou.

O modelo dinâmico criado pela equipe integra o comportamento térmico, o desempenho elétrico e o resfriamento ativo de sistemas fotovoltaicos flutuantes. Ele utiliza diversos dados meteorológicos como entradas e calcula o aquecimento solar, o resfriamento convectivo e radiativo, bem como os efeitos de evaporação e condensação para determinar a temperatura do módulo. Essa temperatura é então inserida em um modelo elétrico, no qual a eficiência diminui com o aumento da temperatura.

Quando um limite de temperatura definido é ultrapassado, o método ativa um modelo de resfriamento por aspersão. Este modelo quantifica os efeitos da remoção de calor sensível e latente pelas gotículas de água que incidem sobre o módulo fotovoltaico, contabilizando simultaneamente o consumo de eletricidade da bomba de água. Em última análise, ele avalia o impacto energético líquido do resfriamento sob diferentes condições climáticas e cenários de operação.

Esquema do sistema de resfriamento por aspersão. Imagem: Solar-Institut Jülich (SIJ) da FH Aachen University of Applied Sciences, Energia Solar, CC BY 4.0

Para validar o modelo, a equipe comparou seus resultados com medições de uma instalação fotovoltaica flutuante real em um reservatório de água em Weeze, no noroeste da Alemanha. O sistema tem uma capacidade total de aproximadamente 750 kW e utiliza módulos de 395 W com uma eficiência de 19,5%. Um sistema de resfriamento por aspersão foi instalado em uma seção limitada da usina em sua área central, onde os módulos estão dispostos em orientações leste e oeste. A instalação consistia em uma bomba submersível de 2,2 kW conectada a um aspersor agrícola operando a 2,3 bar, com um jato de 23 m de comprimento e uma vazão de 10,4 m³/h.

O modelo apresentou forte concordância com os resultados experimentais, com um desvio absoluto médio de 0,98 °C. Simulações anuais subsequentes foram realizadas para quatro lagos com climas distintos: o Lago Kinneret em Israel, o Lago de Garda na Itália, o Lago Tahoe nos EUA e toda a instalação Weeze.

“Em todos os locais, o resfriamento por aspersão reduziu substancialmente as temperaturas dos módulos, com reduções médias anuais variando de 12% a 22% e reduções de temperatura máxima de até 42%”, enfatizaram os pesquisadores.

Eles também descobriram que a magnitude do efeito de resfriamento e o consequente ganho de energia dependiam fortemente das condições climáticas, com o maior ganho relativo de energia, de 3,8%, sendo obtido no Lago Kinneret. Em contraste, os climas mais frios do Lago de Garda e do Lago Tahoe produziram ganhos relativos menores, de 2,7% a 3,1%, apesar das temperaturas médias mais baixas dos módulos, enquanto o local temperado de Weeze apresentou o menor efeito, de 1,9%.

Sistema fotovoltaico flutuante offshore que resiste às maiores ondas artificiais do mundo.

A unidade de testes Delta Flume está localizada no Instituto de Pesquisa Deltares, nos arredores da cidade de Delft, Holanda.

Os resultados da pesquisa foram apresentados em “Dynamic modeling of spray cooling for floating photovoltaics with application to different climates”, publicado na revista Solar Energy. (pv-magazine-brasil)

Energias renováveis são 53% mais baratas que a energia nuclear

Nova métrica mostra que as energias renováveis são 53% mais baratas que a energia nuclear

Estudos recentes indicam que fontes renováveis, especialmente eólica offshore e solar, podem ser cerca de 53% mais baratas que a energia nuclear, utilizando uma métrica de Custo Nivelado de Energia baseado em Sistema (SLCOE). Essa análise considera a combinação de geração renovável com custos de armazenamento, tornando-as mais competitivas.

Pontos-chave sobre o custo das renováveis:

Vantagem no Custo: A combinação de energia eólica offshore e solar tem um custo estimado em torno de € 46/MWh, significativamente inferior ao custo nuclear equivalente.

Eficiência de Custo: Renováveis exigem menos planejamento e têm custos de construção e manutenção inferiores à nuclear.

Cenário Global: As energias solares e eólicas já superam os combustíveis fósseis em custo na maior parte do mundo.

Nova Métrica: O SLCOE é apontado como melhor alternativa para avaliar a viabilidade econômica, incluindo a necessidade de armazenamento e a flexibilidade do sistema.

No entanto, o custo de armazenamento de energia ainda é um fator elevado para as renováveis, embora os preços das baterias tenham caído drasticamente na última década.

Pesquisadores apresentaram o custo nivelado de energia baseado em sistema (SLCOE) como uma alternativa à métrica padrão de LCOE. Um estudo de caso na Dinamarca indica que a combinação mais econômica de energia eólica offshore e solar custa cerca de € 46 (US$ 54,20)/MWh. Os autores disseram à pv magazine que esse valor é menos da metade do custo equivalente da energia nuclear nas mesmas condições.

Um estudo revisado por pares, utilizando a Dinamarca como estudo de caso, constatou que os portfólios de energia renovável superam a energia nuclear em termos de custo total do sistema no modelo do futuro sistema energético integrado dinamarquês, uma vez incluídas na comparação as despesas com balanceamento da rede, armazenamento e acoplamento setorial.

O estudo “SLCOE – system-based LCOE for comparing energy technologies in different systems”, publicado recentemente na revista Energy e liderado por Henrik Lund, da Universidade de Aalborg, apresenta o custo nivelado de energia baseado em sistema (SLCOE) como uma alternativa à métrica padrão de LCOE. O LCOE mede apenas o custo de produção de uma unidade de eletricidade a partir de uma determinada tecnologia, enquanto o SLCOE adiciona o custo de integração dessa tecnologia ao sistema energético mais amplo. A lista de coautores inclui outros 10 pesquisadores.

“Enquanto o LCOE é uma função da própria tecnologia, o SLCOE é uma função tanto da tecnologia quanto do contexto do sistema energético em que ela opera”, afirma o artigo.

O coautor Christian Breyer, professor de economia solar na Universidade LUT, na Finlândia, disse à pv magazine que a métrica aborda uma lacuna fundamental. “Se a otimização for feita apenas dentro do setor elétrico, não será possível identificar essas soluções muito melhores”, afirmou Breyer.

As premissas

O estudo modela a atual rede elétrica da Dinamarca, composta exclusivamente por eletricidade, e um futuro sistema energético neutro em carbono com acoplamento setorial completo, utilizando o modelo EnergyPLAN para simulação horária em todos os setores de energia. Os autores observam que algumas conclusões são específicas da Dinamarca, dada a sua base de recursos predominantemente eólicos e a infraestrutura de flexibilidade existente.

A análise de sensibilidade testa 4 conjuntos de premissas de custos: as projeções do IEA World Energy Outlook 2023 e 2024 e 2 cenários da Agência Dinamarquesa de Energia, um dos quais aplica um aumento de 50% nos investimentos em energias renováveis para refletir a inflação pós-2022. O custo das tecnologias de flexibilidade também é testado sob estresse com um aumento de 50% nos investimentos, com efeito mínimo nos resultados.

Em todos os cenários do futuro sistema integrado, as energias renováveis superam a energia nuclear em termos de custo energético em nível local (SLCOE). A energia nuclear não aparece na solução de menor custo em nenhum dos conjuntos de hipóteses testados.

O estudo utiliza as projeções da Agência Internacional de Energia (IEA) de €480/kW para energia solar em escala de utilidade pública em 2050. Breyer observou que o custo real atual da energia solar em escala de utilidade pública está mais próximo de €400/kW, o que significa que a vantagem da energia solar modelada pode subestimar o que as condições atuais do mercado produziriam.

No atual sistema de geração de energia exclusivamente elétrica, os custos do sistema são elevados em todas as tecnologias quando cada uma é modelada como a única fonte de suprimento. A energia solar apresenta um custo de energia solar em nível local (SLCOE) combinado de aproximadamente €565/MWh nesse contexto – não porque a integração da energia fotovoltaica seja inerentemente cara, argumentam os autores, mas porque qualquer tecnologia individual enfrenta custos de sistema elevados sem as opções de flexibilidade que um sistema energético totalmente integrado oferece. A energia nuclear atinge aproximadamente €141 (US$ 166,3)/MWh no mesmo contexto de geração exclusivamente elétrica. A combinação de menor custo de energia eólica offshore, solar e turbinas a gás de ciclo combinado atinge aproximadamente €66/MWh.

Em um futuro sistema integrado neutro em carbono, que é a principal comparação deste artigo, o custo de energia em nível local (SLCOE) da energia nuclear é de aproximadamente € 100/MWh. A combinação de menor custo de energia eólica offshore e fotovoltaica atinge cerca de € 46/MWh. A energia eólica offshore sozinha também atinge cerca de € 46/MWh. A energia eólica onshore atinge cerca de € 106/MWh, enquanto a energia solar atinge cerca de € 178/MWh como tecnologia independente. Seu custo cai drasticamente quando combinada com a energia eólica na combinação de menor custo.

O principal fator dessa redução de custos para energias renováveis é a integração setorial, afirmou Breyer.

“Documentamos como é essencial incluir todo o sistema energético na busca por soluções de menor custo”, disse Breyer. O acoplamento setorial proporciona armazenamento térmico, armazenamento de hidrogênio por eletrólise, operação flexível de bombas de calor e carregamento inteligente de veículos elétricos – opções indisponíveis em uma rede exclusivamente elétrica, acrescentou.

Integração de outras fontes

Para mercados dominados pela energia solar fora da Dinamarca – sul da Europa, Oriente Médio, Índia – onde os recursos eólicos são limitados, Breyer apontou para literatura externa que indica que baterias e demanda flexível servem como as principais ferramentas de integração.

“A combinação de um LCOE solar fotovoltaico muito baixo e um capex de baterias de baixo custo surge como a espinha dorsal central de qualquer sistema energético no Cinturão do Sol”, disse ele. Esses números não fazem parte da modelagem SLCOE da Dinamarca.

O artigo exclui explicitamente o custo das instalações de armazenamento de resíduos nucleares e o custo de oportunidade da não implementação de energias renováveis durante a construção de usinas nucleares. Breyer afirmou que a inclusão desses fatores ampliaria ainda mais a diferença de custos, embora o artigo não quantifique esse aumento.

Alemanha desistiu da energia nuclear antes do carvão

Para a energia nuclear, o artigo modela um custo de capital efetivo de € 10.000/kW no EnergyPLAN. O artigo observa que este não é um custo literal de investimento imediato, mas sim um recurso de modelagem: aplicar uma taxa de desconto de 8% à estimativa de custo de investimento imediato da AIE (Agência Internacional de Energia) de € 4.500/kW resulta no mesmo ônus de capital anualizado que assumir € 10.000/kW a uma taxa uniforme. O artigo observa que os custos de capital da energia nuclear em projetos europeus recentes excederam as estimativas iniciais em cerca de 100% e que uma revisão da literatura sobre taxas de aprendizado da energia nuclear encontrou uma variação de -25% a zero – a menos favorável de todas as tecnologias de geração analisadas. (pv-magazine-brasil)

Painéis solares agora usam a chuva como aliada em um sistema que capta luz

Painéis solares agora usam a chuva como aliada em um sistema que capta luz e o impacto das gotas ao mesmo tempo para gerar energia.

Pesquisadores da Austrália desenvolveram um processo que permite que a energia solar seja coletada à noite.

Nova tecnologia de painéis solares híbridos utiliza uma fina camada de polímero ou grafeno para captar a energia da luz difusa e o impacto das gotas de chuva simultaneamente, gerando eletricidade constante mesmo em dias nublados ou chuvosos. Esse avanço espanhol promete reduzir a dependência solar e aumentar a eficiência em condições climáticas adversas.

Tecnologia de Ponta: Os novos módulos utilizam nanogeradores triboelétricos (TENG) que transformam a energia mecânica do impacto da chuva em eletricidade.

Eficiência na Chuva: Diferente dos painéis tradicionais que perdem eficiência, essa inovação usa a chuva como aliada, com estudos indicando a capacidade de gerar energia mesmo com o impacto.

Proteção e Aumento de Custo: A camada protetora também oferece propriedades autolimpantes, aumentando a vida útil, e o aumento no custo de produção é estimado em apenas 5%.

Como funciona: A tecnologia pode gerar energia através do impacto físico da água, onde íons na chuva reagem com o revestimento especial da placa, gerando uma corrente elétrica.

Essa inovação transforma a limitação do mau tempo em uma nova fonte de produção de energia elétrica, otimizando a geração durante todo o ano.

Com uma camada de apenas 100 nanômetros, novo módulo solar consegue resistir à umidade, captar energia da chuva e manter funcionamento em dias fechados, mudando o papel do mau tempo na produção elétrica

Mais do que um avanço técnico, a nova tecnologia muda uma limitação histórica da energia solar. Em dias nublados ou chuvosos, a produção sempre caiu de forma acentuada, reduzindo a eficiência dos sistemas.

Agora, esse cenário começa a se transformar. Uma solução desenvolvida na Espanha permite que a chuva deixe de ser obstáculo e passe a atuar como fonte adicional de eletricidade, ampliando a geração mesmo quando o sol não aparece.

Instituto de Sevilla desenvolve solução com camada ultrafina

O avanço foi criado pelo Instituto de Ciência de Materiais de Sevilla, responsável por desenvolver uma camada de apenas 100 nanômetros aplicada sobre células solares de perovskita.

Esse material já era visto como alternativa ao silício por combinar baixo custo e alta eficiência. O problema sempre esteve na fragilidade diante da umidade e das variações de temperatura.

Técnicas de plasma reforçam resistência e geração

Representação visual das partes que compõem um módulo solar fabricado.

Para resolver essa limitação, os pesquisadores utilizaram técnicas de plasma capazes de formar uma barreira protetora mais resistente às condições externas.

Além de proteger, essa camada adiciona propriedades triboelétricas. Na prática, o painel passa a converter o impacto das gotas de chuva em energia elétrica, criando uma segunda fonte de geração no mesmo equipamento.

Impacto das gotas pode gerar até 110 volts

Cada vez que a água atinge a superfície do painel, ocorre uma pequena descarga elétrica. Em testes, o sistema chegou a produzir até 110 volts por impacto, transformando a chuva em recurso energético.

Segundo ScienceDirect, plataforma internacional que reúne estudos científicos revisados por pares, o desempenho indica que a combinação entre energia solar e efeito triboelétrico pode ampliar o uso desses módulos em diferentes ambientes.

Aplicação em sensores e áreas remotas ganha destaque

De acordo com o pesquisador Fernando Núñez, a tecnologia se mostra especialmente útil para alimentar sensores e estações meteorológicas em locais isolados.

Nesses cenários, trocar baterias é caro e muitas vezes inviável. Com a nova solução, os dispositivos conseguem operar de forma contínua, independentemente das condições climáticas.

Energia contínua fortalece sistemas conectados

Representação visual de um módulo solar híbrido projetado para captar energia da luz solar e do impacto da chuva.

A capacidade de gerar energia com sol e chuva ao mesmo tempo amplia o potencial de uso em sistemas ligados ao Internet das coisas.

Equipamentos científicos, sensores ambientais e estruturas remotas passam a contar com maior autonomia. O clima deixa de ser um fator de risco e passa a contribuir para a estabilidade energética.

Como a luz solar continua gerando eletricidade

Mesmo com o ganho trazido pela chuva, o funcionamento tradicional da energia solar continua essencial. As células fotovoltaicas utilizam silício tratado com cargas positivas e negativas para criar um campo elétrico interno.

Quando a luz atinge o painel, partículas chamadas fótons transferem energia aos elétrons. Esse movimento gera uma corrente elétrica em forma de corrente contínua.

Para uso doméstico, essa energia precisa ser convertida em corrente alternada por meio de um inversor, permitindo alimentar equipamentos

A combinação entre captação solar e energia da chuva amplia o alcance da geração renovável. O sistema passa a funcionar com maior estabilidade e menos dependência do clima ideal.

Painéis solares podem gerar energia com a água da chuva

Usando grafeno, cientistas chineses em 2016 testaram painéis que geraram energia mesmo com tempo nublado.

Ao transformar uma limitação em vantagem, a tecnologia reposiciona a forma como a energia limpa pode ser aplicada e muda a leitura estratégica. (clickpetroleoegas)

Maior usina de energia solar concentrada e fotovoltaica em construção na China

A China constrói a maior usina solar do mundo com torres de sal fundido que geram energia à noite. O projeto de US$ 950 milhões fica pronto em outubro/26.

A China começou a construir no deserto de Xinjiang a maior usina solar do mundo que combina 5 milhões de painéis com torres que derretem sal a temperaturas extremas para guardar energia e funcionar à noite inteira sem depender de bateria nenhuma e o projeto de quase US$ 1 bilhão vai ficar pronto em outubro/26.

A China constrói no deserto de Xinjiang o Projeto de Demonstração CEEC Hami, a maior usina híbrida monofásica de energia solar concentrada (CSP) e fotovoltaica do mundo. O projeto combina 1,35 GW fotovoltaicos com 150 MW de CSP em torres de sal fundido, totalizando 1,5 GW para armazenamento térmico e geração contínua.

Detalhes do Projeto de Demonstração CEEC Hami:

Localização: Deserto de Xinjiang, Condado Autônomo Cazaque de Barkol, Santanghu.

Capacidade Total: 1,5 GW (1350 MW fotovoltaicos + 150 MW CSP)

Tecnologia: Utiliza torres de sal fundido que derretem a temperaturas extremas para armazenar energia e gerar eletricidade durante a noite, permitindo funcionamento 24 horas sem baterias de lítio.

Investimento: Cerca de 6,5 bilhões de yuans (aprox. US$ 951,9 milhões).

Cronograma: Conexão à rede prevista para junho de 2026, com operação plena em outubro.

Área: Aproximadamente 33 km².

Este projeto é um marco na transição energética, com a "CPG Click Petróleo e Gás" destacando sua capacidade de resolver a intermitência solar através da combinação de tecnologias. Além disso, a "pv magazine Brasil" menciona que esta usina híbrida de Hami irá superar as maiores instalações de energia solar concentrada e fotovoltaica atualmente em operação.

Outros projetos, como o descrito pela "Canal Solar" no Tibete, também ilustram a escala massiva dos investimentos chineses na transição energética, como relata a CNN Brasil sobre a redução da dependência de combustíveis fósseis. Para mais informações sobre a energia solar na China, visite a Wikipédia.

O projeto combina 1,35 GW de capacidade fotovoltaica com 150 MW de energia solar concentrada em torres de sal fundido. Está localizado em Xinjiang e requer um investimento de US$ 950 milhões.

A construção da unidade CSP começou no final de 2024.

A China Energy Engineering Corp. (CEEC) iniciou oficialmente a construção do componente fotovoltaico de seu projeto de demonstração solar Hami de 1,5 GW em Xinjiang, China. O projeto faz parte de uma grande base multienergética que combina energia solar fotovoltaica com energia solar concentrada em torres (CSP) e armazenamento térmico em sais fundidos.

O projeto completo, formalmente conhecido como Projeto de Demonstração de Energia Verde Integrada e Complementar Multienergética CEEC Hami de 1.500 MW, está localizado na cidade de Santanghu, no Condado Autônomo Cazaque de Barkol, Hami. É descrito como o maior projeto monofásico de armazenamento solar térmico em construção no mundo, bem como o maior projeto de energia solar concentrada (CSP) com torre de sal fundido atualmente em construção em Xinjiang.

A usina híbrida se tornará, ao final de sua conclusão, a maior instalação monofásica fotovoltaica-energia solar concentrada (CSP) do mundo. Atualmente, a maior usina híbrida em operação é a Usina Hami de Três Gargantas, na China, com capacidade total de cerca de 1.000 MW, incluindo aproximadamente 900 MW de energia fotovoltaica e 100 MW de energia solar concentrada. Em seguida, vem a Noor Energy 1, nos Emirados Árabes Unidos, com capacidade total de cerca de 950 MW, combinando 700 MW de energia solar concentrada com 250 MW de energia fotovoltaica.

A construção da unidade CSP começou no final de 2024. Imagem: China Energy Engineering Corp

Com um investimento total de aproximadamente 6,5 bilhões de yuans (US$ 951,9 milhões) e uma área de cerca de 33 km², o projeto CEEC Hami deverá gerar cerca de 2,9 TWh anualmente, incluindo cerca de 200 GWh de energia solar concentrada (CSP) e cerca de 2,7 TWh de energia fotovoltaica (PV).

De acordo com a CEEC, a construção da unidade CSP teve início no final de 24 e está agora perto da conclusão. A previsão é que todo o projeto esteja em condições de conexão à rede até junho/26, com o comissionamento em plena capacidade planejado para outubro.

Quanto à unidade fotovoltaica, serão utilizados módulos tipo N de grande porte, adequados às condições desérticas com forte radiação ultravioleta, vento e exposição à areia. O nome do fornecedor não foi divulgado.

Juntas, as duas tecnologias solares foram projetadas para formar o que a CEEC descreveu como um ciclo de geração ininterrupto, com a energia fotovoltaica fornecendo energia durante o dia e a energia solar concentrada (CSP) com armazenamento térmico fornecendo energia firme e de balanceamento durante a noite. A usina também tem como objetivo fornecer serviços à rede, incluindo regulação primária de frequência, suporte de potência reativa e redução de picos de demanda.

A CEEC afirmou que o projeto foi concebido para condições desérticas extremas, incluindo ventos fortes, clima frio e solos salinos. Estruturas de proteção foram adicionadas aos helióstatos para reduzir a quebra dos espelhos em 90%, e a torre de 219 metros é descrita como um projeto de referência para grandes usinas de energia solar concentrada (CSP) na China.

Em termos estratégicos, o projeto está sendo apresentado como um modelo para o segundo lote de grandes bases de energia renovável da China em “desertos e terras áridas” e como um modelo para combinar energia fotovoltaica, energia solar concentrada e armazenamento térmico de longa duração em grande escala. (pv-magazine-brasil)