quarta-feira, 8 de abril de 2026

Matriz renovável é vantagem para o Brasil

Matriz renovável é vantagem para o Brasil, mas custos e desequilíbrios ameaçam competitividade.
A matriz renovável brasileira, com cerca de 50% de fontes limpas na matriz energética e mais de 88% na elétrica, é uma vantagem competitiva global, impulsionada por solar e eólica. Contudo, custos de expansão, necessidade de armazenamento, desequilíbrios entre oferta/demanda (curtailment) e infraestrutura de rede ameaçam a competitividade.

- Liderança Renovável: A matriz elétrica brasileira é das mais limpas do mundo, com 55% de hidrelétricas, 14% eólica e 9% solar em 2024, superando em quatro vezes a média global.

- Vantagem Comparativa: O custo de geração renovável no Brasil é um dos mais baixos globalmente devido à alta produtividade natural, com projetos eólicos chegando a US$ 0,030/kWh.

- Desafios Técnicos e Financeiros: O rápido aumento da energia solar e eólica, que são intermitentes, gera excesso de oferta em horários de baixo consumo (desperdício) e exige investimentos robustos em armazenamento e transmissão.

- Ameaças à Competitividade: Apesar do baixo custo de geração, os encargos e custos de transmissão (inadequada) e a necessidade de importar componentes (painéis solares) podem encarecer o custo final da energia.

- Necessidade de Investimento: Estudos indicam que serão necessários cerca de US$ 450 bilhões em investimentos até 2050 para manter o ritmo de renováveis e garantir a eficiência da rede.

O sucesso contínuo do Brasil depende de políticas públicas (como as propostas de melhoria na regulação) e de investimentos em infraestrutura para compatibilizar a oferta de renováveis com a demanda industrial.

Estudo aponta necessidade de US$ 450 bilhões em investimentos até 2050 para manter a participação de renováveis em 90% e atrair novas demandas de grandes consumidores. Ao mesmo tempo, excesso de oferta, curtailment e limitações na resposta da demanda reforçam a necessidade de armazenamento e de sinais de preço mais eficientes. Os temas foram debatidos no evento Agenda Setorial, realizado em 20/03/26, no Rio de Janeiro.
A participação de renováveis na matriz elétrica brasileira, em torno de 90%, é um diferencial competitivo importante para a atração de novas demandas de energia e para posicionar o país como um polo de produtos e serviços verdes. Ao mesmo tempo, o Brasil enfrenta cortes crescentes de geração renovável, enquanto aumenta a contratação de térmicas a combustíveis fósseis e o custo da energia.

“O Brasil tem a oportunidade de ser um hub de produtos e serviços de baixo carbono, incluindo data centers, além da descarbonização da indústria e do transporte”, disse a diretora da PSR, Angela Gomes, durante o evento Agenda Setorial, realizado na quinta-feira (20/03), no Rio de Janeiro.

Em um estudo realizado em parceria com o Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável, a PSR estimou que, para manter essa vantagem competitiva de uma matriz 90% renovável até 2050, será necessário acrescentar 345 GW de nova capacidade, com investimentos adicionais de US$ 450 bilhões.

O impacto dos subsídios e a sobreoferta de geração renovável

Por outro lado, o impacto dos subsídios no custo da energia é um ponto de atenção que afeta essa competitividade, alertou a diretora da PSR. Em 2025, a Conta de Desenvolvimento Energético chegou a R$ 58 bilhões e os custos do Proinfa e da Conta de Energia de Reserva chegaram a R$ 70 bilhões, uma alta de 25% em comparação com 2024.

Nos últimos anos, o Brasil passou por duas “corridas do ouro” para garantir subsídios que foram descontinuados. Na MMGD, a corrida se deu para solicitar conexão antes de 07/01/23 e evitar o início da cobrança pelo uso do “fio” das distribuidoras. Na geração centralizada, ocorreu antes do fim dos descontos de 50% nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e de transmissão (Tusd/Tust), válidos para projetos com outorga de acesso até março/2022.

“Isso levou a uma sobreoferta de projetos de geração centralizada enquanto, ao mesmo tempo, a MMGD era incentivada e o seu crescimento reduzia ainda mais a demanda [por projetos centralizados], agravando o problema”, observou o vice-presidente de Regulação e Relações Institucionais do Grupo Energisa, Fernando Maia.

Com o rápido avanço da geração renovável nos últimos anos, especialmente da energia solar distribuída, houve um desequilíbrio entre a oferta e a demanda de energia, principalmente durante o dia.

“Chegamos a um ponto em que, em determinados momentos do dia, a carga é tão baixa que não temos mais onde reduzir a geração. Em países onde a penetração de renováveis é alta, os operadores instalaram baterias para atuar como carga no horário de vale da demanda”, disse o diretor de Operações do ONS, Christiano Oliveira. “Armazenamento é fundamental e precisamos aumentar, não apenas para estabilizar o preço, mas também a operação”.

Se o operador tivesse controle sobre a geração distribuída, 46% dos cortes de geração em 2025 poderiam ser aplicados à GD, disse Oliveira. Atualmente, o ONS corta toda a geração hidrelétrica possível, com impactos no fator de ajuste da garantia física (GSF), e em seguida corta a geração eólica e solar.

Maia, da Energisa, reforçou que atualmente é inviável que as distribuidoras cortem a MMGD, mas que elas já podem recusar novas solicitações de acesso de minigeração com base em um parecer do ONS.

A diretora da PSR mencionou a expectativa de que a autorização de cortes de geração em usinas do Tipo III contribua para aliviar a operação do sistema, uma discussão que deve ser continuada a partir dos resultados da consulta pública 45 da Aneel.

Mas o diretor do ONS alertou que é necessário evitar o agravamento dessa situação. “Quando estamos no buraco, precisamos parar de cavar o buraco. Não é só uma questão de classificação e alocação dos custos dos cortes de geração, mas de necessidade de uma entrada coordenada de nova geração, com sinal de preço adequado. A gente está resolvendo os cortes relacionados a rede, mas os relacionados à demanda vão continuar”.

A frustração de receita de usinas centralizadas tem impacto no desenvolvimento de novos projetos, destacou o presidente da Thymos, João Carlos de Mello. As empresas “colocaram o pé no freio da expansão”. Ele também mencionou como países com altos níveis de curtailment conseguiram reduzir os cortes com investimentos em baterias.
Resposta da demanda limitada

Soluções pelo lado da demanda, com incentivo tarifário para deslocar o consumo para horários com maior oferta de energia podem não ter o efeito esperado, avaliou o diretor da Energisa, que mencionou os resultados de um sandbox tarifário conduzido pelo grupo em suas distribuidoras.

“Infelizmente, não podemos dizer, baseado nos resultados desse sandbox, que a tarifa branca vai solucionar [esse problema do descasamento entre demanda e oferta]. O consumidor de baixa tensão não muda seu hábito de consumo, pelo que pudemos observar”. Ele disse que a tarifa testada chegava a ser 10 vezes mais cara no horário de ponta e, ainda assim, os consumidores participantes não alteraram significativamente seu perfil de consumo.

Maia também mencionou a necessidade de ampliar a participação de baterias na solução para o problema, não só com contratação no LRCAP, mas também no nível da distribuição.

O presidente da Associação Brasileira de Consumidores de Energia (Abrace), Paulo Pedrosa, avaliou que grandes consumidores poderiam, com uma remuneração adequada, contribuir com o deslocamento ou redução de consumo. “Se as indústrias pudessem participar do leilão, ao preço que foi negociado, investiriam em soluções de redução e eficiência”, disse.

LRCAP de térmicas contratou a maior parte da demanda por potência

Os leilões de reserva de capacidade que o governo programou para 2026 também são parte da solução para o desequilíbrio entre demanda e oferta de energia e a crescente rampa de geração necessária para atender a demanda no início da noite, quando a solar deixa de entregar energia ao sistema.

A diretora da PSR avalia que a maior parte da demanda por energia para cobrir a rampa de carga quando a geração distribuída deixa de atender o consumo foi contratada no Leilão de Reserva de Capacidade realizado em 18/03/26 que negociou 19 GW de potência de térmicas e hidrelétricas. Os contratos custarão R$ 515 bilhões em receitas fixas para os projetos, válidos por 10 a 15 anos.

Outro leilão aconteceu em 20/03/26, voltado para térmicas a óleo combustível. “Não vemos ainda uma demanda remanescente [para o período contratado no leilão] a não ser que tenhamos as novas cargas e uma eletrificação significativa”, disse Angela, da PSR.

O presidente da Thymos, João Mello, disse que a consultoria ainda vê 3 GW de demanda remanescente para os leilões de reserva de capacidade, que poderia ser ainda maior para acomodar a demanda de novos grandes consumidores. “Víamos inicialmente uma demanda de 23 GW que poderia chegar a 30 GW se entrarem as grandes cargas associadas a data centers, hidrogênio verde e eletrificação”, disse.

Diante da grande contratação de térmicas, o LRCAP para baterias cujas regras são aguardadas para abril, pode ficar esvaziado. As baterias foram mencionadas diversas vezes pelos especialistas como solução adequada para o descasamento entre oferta e demanda de energia e ferramenta de operação para o ONS e as distribuidoras. Entretanto, ainda não está claro se os projetos participantes no leilão poderão prestar serviços além da disponibilidade de potência.

Outros pontos citados como fundamentais para a adaptação do sistema elétrico à maior oferta de geração renovável variável e distribuída foram a medição inteligente — que pode viabilizar o armazenamento distribuído de forma mais eficiente, bem como a integração de outros recursos distribuídos, como a injeção de energia dos veículos elétricos na rede e a própria resposta da demanda — e o aperfeiçoamento do modelo de precificação da energia.
Perspectivas Integradas e Desafios da Matriz Energética Brasileira no Horizonte 2026. (pv-magazine-brasil)

segunda-feira, 6 de abril de 2026

São Paulo publica norma técnica para recarga de veículos elétricos em edifícios

Portaria do Corpo de Bombeiros regulamenta instalação de pontos de recarga em garagens, define responsabilidades técnicas e estabelece padrões de segurança; medida complementa lei estadual sancionada em fevereiro e destrava a eletromobilidade em condomínios.
O estado de São Paulo avançou na regulamentação da infraestrutura de recarga para veículos elétricos com a publicação da Portaria 003/970/2026, que atualiza a Instrução Técnica 41 (IT 41) do Corpo de Bombeiros e estabelece critérios para a instalação de sistemas de abastecimento em edifícios residenciais e comerciais.

A norma, divulgada no Diário Oficial em 17 de março, define requisitos técnicos, responsabilidades e medidas de segurança para os chamados Sistemas de Abastecimento de Veículos Elétricos (SAVE), consolidando um marco regulatório aguardado pelo setor após quase dois anos de debates técnicos.

A regulamentação surge na esteira da Lei 18.403/2026, sancionada em fevereiro, que garantiu aos condôminos o direito à instalação de pontos de recarga em suas vagas. Segundo especialistas do setor, os dois instrumentos se complementam ao combinar segurança operacional com previsibilidade jurídica.

1ª publicação Entre os principais pontos da nova regra está a definição de que a responsabilidade pela instalação e pelo funcionamento adequado dos sistemas de recarga caberá integralmente ao responsável técnico ou à empresa instaladora. Esses agentes deverão seguir normas técnicas como a NBR 5410, a NBR 17019 e a NBR IEC 61851-1, que tratam de instalações elétricas de baixa tensão e sistemas de recarga.

A portaria também restringe, em áreas internas, o uso aos modos 3 e 4 de recarga — considerados mais seguros e adequados para ambientes compartilhados — e estabelece requisitos para desligamento de emergência dos equipamentos, além de critérios de sinalização nas garagens.
Outro aspecto relevante é que o texto evita, neste momento, tratar de exigências mais complexas e potencialmente onerosas, como instalação de sprinklers, detectores ou sistemas de exaustão de fumaça. Esses itens deverão passar por novas consultas públicas ao longo de 2026 e podem entrar em vigor apenas a partir de 2027.

O processo de construção da norma teve início em abril de 2024, com uma consulta pública conduzida pelo Corpo de Bombeiros de São Paulo, e ganhou escala nacional com a criação, em outubro do mesmo ano, de um comitê da Ligabom para estudar segurança em veículos elétricos e sistemas de armazenamento.

Durante esse período, entidades como a Associação Brasileira do Veículo Elétrico (ABVE), o Secovi-SP e o Sinduscon-SP participaram das discussões técnicas, contribuindo para um texto que busca equilibrar segurança, viabilidade econômica e estímulo à eletromobilidade.

Para o setor, a regulamentação representa um passo decisivo para destravar projetos em condomínios, reduzindo incertezas técnicas e jurídicas que ainda dificultavam a expansão da infraestrutura de recarga no ambiente urbano.

Com o avanço paulista, a expectativa é que o modelo sirva de referência para outros estados brasileiros e até mercados da América Latina, acelerando a adoção de veículos elétricos em ambientes residenciais e comerciais. (pv-magazine-brasil)

sábado, 4 de abril de 2026

Voltxs aposta em BESS para o agro para reduzir custos energéticos

Voltxs aposta em BESS para o agro para reduzir custos energéticos em até 30% no campo.
A Voltxs está introduzindo soluções de armazenamento de energia em baterias (BESS) no agronegócio para reduzir custos energéticos em até 30%. A estratégia utiliza BESS, energia solar e gestão inteligente para ampliar a autonomia de fazendas, com modelo de CAPEX zero, visando reduzir a dependência de diesel e mitigar o impacto de tarifas de energia, focando em segurança e eficiência.

Principais Benefícios e Estratégia da Voltxs:

• Redução de Custos: O uso de baterias permite armazenar energia em horários mais baratos e utilizá-la em momentos de pico tarifário, com economia estimada de até 30%.

• Modelo de Negócios: A empresa aposta no modelo de CAPEX zero, no qual investidores parceiros assumem os custos de implantação, permitindo que produtores acessem tecnologias BESS sem investimento inicial.

• Gestão Inteligente e Agricultura 4.0: A solução inclui monitoramento em tempo real para identificar ineficiências, integrar com geração solar e diminuir a dependência da rede elétrica.

• Meta de Expansão: Com foco inicial na Bahia e atuação nacional, a Voltxs busca atingir 10 milhões de kWh mensais sob gestão e atender grandes clientes do agronegócio.

A tecnologia BESS é vista como o próximo salto para o setor, resolvendo questões de custo, qualidade de energia e limitação de carga em áreas rurais.

Soluções com armazenamento por baterias (BESS) e gestão inteligente de energia ampliam autonomia de fazendas e agroindústrias. Modelo inclui CAPEX zero e integração com energia solar para mitigar dependência do diesel e viabilizar expansão produtiva em regiões com limitações de rede.

A Voltxs tem intensificado sua atuação no agronegócio com a oferta de sistemas de armazenamento de energia por baterias (BESS), combinados a soluções de geração distribuída e gestão inteligente de ativos. A proposta é transformar a energia em um vetor de competitividade no campo, com potencial de redução de custos operacionais de até 30% para produtores rurais e agroindústrias.

Segundo a empresa, os sistemas BESS permitem armazenar energia – principalmente de fonte solar – para uso em horários de maior demanda ou instabilidade da rede, garantindo autonomia operacional e maior previsibilidade de custos. A solução também viabiliza a expansão da carga elétrica em propriedades localizadas em regiões com restrições de fornecimento, como áreas agrícolas do oeste baiano.

Além da segurança energética, o armazenamento possibilita evitar interrupções em operações críticas, como irrigação, ordenha mecanizada e sistemas de refrigeração, que exigem fornecimento contínuo. A tecnologia também reduz a exposição a oscilações tarifárias e à dependência de combustíveis fósseis.

O avanço dessas soluções ocorre em um contexto em que o agronegócio brasileiro já desempenha papel central na matriz energética. Dados da Fundação Getulio Vargas (FGV) indicam que o setor responde por 29% do consumo de energia no país e por cerca de 60% da oferta de fontes renováveis. Ainda assim, desafios estruturais persistem, especialmente a forte dependência do diesel, que representa aproximadamente 73% da energia utilizada diretamente nas operações agropecuárias.

Nesse cenário, a Voltxs aposta na eletrificação e na digitalização como caminhos para aumentar a eficiência energética e reduzir riscos. “O agronegócio já é protagonista na geração de energia limpa, mas ainda enfrenta vulnerabilidades na ponta do consumo. Nosso foco é integrar armazenamento e inteligência energética para garantir autonomia e estabilidade ao produtor”, afirma o CEO do Grupo Voltxs, Daniel Lopes.

A empresa também atua na otimização de custos por meio de consultoria especializada, que analisa o perfil de consumo das propriedades e estrutura contratos mais eficientes tanto com distribuidoras quanto no mercado livre de energia. A estratégia busca reduzir a intensidade energética das operações e eliminar desperdícios.

Além disso, o modelo de financiamento tem foco em CAPEX zero, no qual investidores parceiros assumem os aportes necessários para implantação dos sistemas de geração e armazenamento. Com isso, produtores podem acessar energia mais barata e confiável sem necessidade de investimento inicial, o que facilita a adoção de tecnologias em regiões remotas ou em fase de expansão produtiva.

A digitalização complementa o portfólio, com plataformas de monitoramento em tempo real que permitem ao produtor acompanhar o consumo energético por setor, identificar ineficiências e antecipar falhas operacionais. A abordagem integra conceitos de agricultura 4.0 à gestão energética.

Com meta de alcançar 10 milhões de kWh mensais sob gestão, a Voltxs busca consolidar sua atuação como fornecedora de soluções completas para o agro, combinando energia solar, armazenamento e inteligência de dados. (pv-magazine-brasil)

quinta-feira, 2 de abril de 2026

Capacidade renovável global deve atingir 8,4 TW até 2031

Capacidade renovável global deve atingir 8,4 TW até 2031, estima GlobalData.

A GlobalData afirma que a capacidade renovável global mais que dobrará para 8,4 TW até 2031, com a energia fotovoltaica atingindo quase 6 TW, uma taxa de crescimento anual composta de 13% em relação aos níveis de 4,1 TW em 2025.
A GlobalData afirma que a capacidade renovável global mais que dobrará para 8,4 TW até 2031, com a energia fotovoltaica atingindo quase 6 TW, uma taxa de crescimento anual composta de 13% em relação aos níveis de 4,1 TW em 2025.

O relatório “Energia Renovável: Inteligência Estratégica” afirma que a energia solar se tornou o principal motor da expansão global das renováveis devido à queda dos custos e às políticas favoráveis à transição energética. A geração fotovoltaica atingiu 2.800 TWh em 2025, superando a geração eólica de 2.770 TWh.

Em termos de capacidade, a energia solar representou cerca de 56,1% da capacidade renovável global em 2025, com mais de 2,5 TW instalados. O vento representou 33,5% da capacidade total, enquanto a bioenergia contribuiu com cerca de 5,3%.

A região Ásia-Pacífico liderou a implantação global, com 699,5 GW de capacidade eólica instalada e 1.550 GW de capacidade solar em 2025. A China gerou cerca de 1.150 TWh de eletricidade solar naquele ano, representando cerca de 41% da produção global de energia fotovoltaica.

Anos de transformações e desafios

Os Estados Unidos e a Índia seguiram a China como grandes produtores solares, gerando 486 TWh e 189 TWh de eletricidade fotovoltaica, respectivamente.

A GlobalData também afirma que a transição energética está se desenvolvendo de forma desigual entre as regiões. Embora o apoio renovável nos Estados Unidos possa enfraquecer após mudanças de política sob o presidente Donald Trump, o deslocamento em outras regiões continua acelerando.

O relatório também destaca o papel crescente da inteligência artificial no setor de energia. A IA está sendo usada para melhorar a previsão de geração renovável, otimizar o despacho de armazenamento de energia e coordenar operações de redes inteligentes, enquanto o rápido crescimento em data centers de IA está criando nova demanda em grande escala por eletricidade.

Geração renovável precisa crescer 1 TW por ano para limitar aquecimento global a 1.5°C. (pv-magazine-brasil)

Maior espaçamento entre módulos solares aumenta viabilidade em projetos agrovoltaicos

Maior espaçamento entre módulos solares pode aumentar viabilidade de projetos agrovoltaicos.
Aumentar o espaçamento entre módulos solares aumenta a viabilidade de projetos agrovoltaicos, pois facilita a circulação de maquinário agrícola e melhora o microclima para culturas, tornando o uso duplo da terra mais econômico e eficiente. Espaçamentos maiores que 9,6m podem ser sustentáveis, com ganhos agrícolas compensando o custo de capital.

Benefícios do Maior Espaçamento na Agrovoltaica:

Acesso ao Maquinário: O espaçamento ampliado entre fileiras de painéis permite que tratores e colheitadeiras operem normalmente, reduzindo barreiras técnicas.

Viabilidade Econômica: O aumento da produtividade agrícola e a produção de energia na mesma área, muitas vezes com retornos superiores ao modelo de uso único (apenas solar ou apenas agrícola), maximizam a receita do projeto.

Melhoria do Microclima: Os painéis criam um microclima protegido com menor estresse hídrico e de calor para as plantas, melhorando a produtividade em regiões áridas e protegendo contra eventos extremos.

Produtividade Aumentada: Estudos indicam que, com o planejamento adequado do espaçamento (que pode incluir, por exemplo, o uso de estruturas verticais), é possível aumentar a produtividade geral da terra em até 165% (somando a eficiência energética e o cultivo).

O maior espaçamento, portanto, transforma o sistema fotovoltaico em um sistema de "sebes" modernas, otimizando o uso do solo e garantindo que as plantas recebam a luz solar necessária, além da proteção contra o excesso de radiação.

Pesquisadores americanos desenvolveram uma estrutura que mostra que maior espaçamento entre fileiras de módulos fotovoltaicos pode tornar sistemas agrovoltaicos viáveis para a agricultura mecanizada em grande escala. Simulações no Colorado indicam que o espaçamento otimizado mantém a produção agrícola e melhora as receitas combinadas de energia e cultivo.
Uma equipe de pesquisa liderada pela Universidade do Colorado analisou se aumentar o espaçamento entre as fileiras fotovoltaicas pode tornar os sistemas agrícolas viáveis economicamente para a agricultura mecanizada em larga escala.

“A principal contribuição do nosso artigo é uma estrutura para analisar a economia dos agravoltaicos de fileira larga”, disse o autor correspondente Brian Mirletz à pv magazine. “Trabalhos anteriores focam principalmente em agrivoltaicos sob os painéis; queríamos oferecer uma forma de explorar essa técnica inovadora para integrar fotovoltaica e agricultura. Isso poderia possibilitar a escalabilidade dessa tecnologia de forma a promover a viabilidade energética, bem como a continuidade da produção agrícola mecanizada em escala”.

No entanto, Mirletz destacou que as principais limitações do trabalho são a suposição de que uma mesma empresa ou organização é dona da terra, possui o sistema fotovoltaico e realiza a agricultura. “Atualmente estamos trabalhando para resolver isso por meio do desenvolvimento de um modelo que considere essas entidades como entidades separadas, para oferecer mais flexibilidade na representação de diferentes contratos de propriedade e arrendamento”, acrescentou. “Também estamos no processo de concluir um estudo mais abrangente sobre os custos de capital associados ao agrovoltaico de forma mais ampla”.

Agrovoltaicos: modelo sustentável para o futuro

A estrutura da equipe primeiro define diferentes cenários de espaçamento de linhas fotovoltaicas, determinando assim a capacidade instalada. O modelo então incorpora restrições específicas dos equipamentos agrícolas para a cultura escolhida e, com isso, calcula as receitas da cultura. Ao mesmo tempo, o modelo fotovoltaico estima a geração de eletricidade e a receita resultante da venda de energia sob um acordo de compra de energia (PPA). As receitas agrícolas e energéticas, juntamente com os custos 1ª publicação do sistema, são então usadas para calcular métricas como valor presente líquido (VPL) e custo nivelado de energia (LCOE).

Demonstrando a estrutura, a equipe simulou um projeto de 160 acres (64,75 ha) no Colorado, instalado em um terreno quadrado por 25 anos. Assumiu-se uma configuração fotovoltaica em escala utilitária, com painéis montados a 1,2 -1,5 m do chão e girando até 50 graus enquanto acompanham o sol ao longo do dia. Foram considerados cenários de quatro culturas: batatas, que requerem 9,66 m de espaçamento solar para equipamentos agrícolas; cebolas, com o mesmo requisito; beterraba açucareira, com espaçamento mínimo de 12,71 m; e trigo, com espaçamento de 18,81 m.

Agrovoltaica: Cultivo + Energia Solar na mesma área

Os diferentes espaçamentos e cenários de culturas foram realizados com preços PPA variando de $0/kWh a $0,07/kWh com incrementos de $0,0005, e lucro agrícola a céu aberto variando de $-1.000 a $1.000 por acre com incrementos de $50. Além disso, uma análise de sensibilidade examinou o impacto do Capex e testou diferentes tamanhos de fazendas, variando de 80 a 640 acres, além de locais geográficos em 64 condados do Colorado.

“Uma coisa que nos chamou atenção foi a sensibilidade dos resultados ao tamanho do equipamento”, disse Mirletz. “O breakeven para cada agrupamento de sistemas em torno do número de equipamentos possíveis ocorre de modo que, dependendo dos lucros da safra, uma diferença de 5 pés (1,524 m) pode alterar o preço do PPA necessário para atingir o ponto de equilíbrio em 5% ou mais. Isso fica ainda mais complexo quando consideramos coisas como rotação de culturas”.

A análise mostrou que, em algumas circunstâncias, soluções agrícolas de fileiras mais largas que permitem a produção mecanizada contínua de culturas podem proporcionar benefícios econômicos em relação a um sistema fotovoltaico tradicional em escala de utilidade.

Para a maioria das culturas examinadas, cerca de $200 por acre em lucro agrícola justificava espaçar os painéis para pelo menos 9,662 m para acomodar configurações agrícolas versus configurações apenas fotovoltaicas. Além disso, oportunidades de aumento da receita agrícola com sistemas agrovoltaicos permitem que a economia dos projetos fotovoltaicos tolere uma gama maior de variabilidade de Capex, permanecendo economicamente viável em relação às configurações exclusivamente fotovoltaicas.

Os resultados foram publicados em “Spaced out: An economic framework to explore the impacts of PV panel spacing on large scale agriculture in Colorado“, publicado na revista Agricultural Systems. Cientistas do Laboratório Nacional das Montanhas Rochosas do Colorado, do Departamento de Agricultura do Colorado participaram da pesquisa. (pv-magazine-brasil)