Solar mais armazenamento versus melhoria de rede

O Operador Independente do Sistema Elétrico de Ontário implementará um projeto piloto para um futuro mercado de eletricidade baseado em energia fotovoltaica, armazenamento e consumo inteligente de energia. O utilitário diz que o projeto será uma alternativa mais barata e mais eficiente à expansão da infraestrutura de rede.

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O Operador Independente de Sistemas Elétricos (IESO) de Ontário, o Ministério Canadense de Energia, Recursos Naturais do Canadá e o fornecedor de energia de Ontário, Alectra Utilities, criarão um mercado de eletricidade na região de York baseado em energia fotovoltaica. Pequena escala, armazenamento e consumo inteligente de energia.

O projeto piloto está sendo considerado como uma alternativa às novas e caras linhas e estações de transmissão e pressionará os usuários de energia a reduzir o consumo durante períodos de alta demanda.

“A demanda por eletricidade na região de York deve crescer e exceder a capacidade do sistema nos próximos 10 anos, o que o torna um local ideal para testar como o DER [recursos energéticos distribuídos] pode fornecer alternativas acessíveis ao mercado. construção de nova infraestrutura de transmissão ”, afirmou o IESO em comunicado.

Integração

O desempenho do projeto será analisado pelos parceiros para entender como o mercado menor de eletricidade pode ser integrado ao de Ontário, que a IESO também deseja tornar mais eficiente através do uso de leilões de capacidade.

"Quando conversamos com as comunidades, um tema comum que ouvimos é o desejo de ter mais opções para atender às suas necessidades de eletricidade", disse Terry Young, vice-presidente de políticas, comprometimento e inovação da IESO. "Este projeto piloto nos ajudará a aprender se podemos permitir essa escolha e ao mesmo tempo reduzir custos para Ontário".

As redes de distribuição local, de acordo com a IESO, têm uma capacidade de 3,4 GW, o que representa cerca de 10% da capacidade instalada total de geração de energia da província, que atualmente é de aproximadamente 36,9 GW.

Colômbia quer expandir sua rede de transmissão

O Ministério de Minas e Energia submeteu à consulta pública o Plano de Expansão da Transmissão 2019-2033.

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O Ministério de Minas e Energia da Colômbia publicou em seu site seu projeto de resolução com o qual deseja adotar o Plano de Expansão da Transmissão 2019-2033.

O documento pode ser consultado até o próximo sábado, 14 de setembro de 2019.

O plano, preparado pela Unidade de Planejamento de Mineração de Energia (UPME), prevê a conclusão das obras de expansão da capacidade de transmissão nos departamentos de Guajira, Córdoba, Bolívar e Putumayo.

Em particular, envolve mudanças na configuração das subestações existentes, além da construção de novas subestações e linhas associadas.

A expansão da rede do país é essencial para permitir a integração de nova energia instalada a partir de fontes renováveis.

Preenchendo a lacuna de eletrificação entre áreas urbanas e rurais, também a meta do Peru

Energias Renováveis ​​e sua contribuição para conquistar melhores níveis de desenvolvimento econômico na América do Sul.

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No âmbito da Oitava Conferência sobre Energias Renováveis, Peru 2019, Patricia Elliot, Vice-Ministra da Eletricidade do governo de Lima, destacou que os esforços do Ministério de Energia e Minas visam "fechar a lacuna de eletrificação rural" e para isso as Energias Renováveis eles estão ajudando de uma maneira muito importante para esse propósito.

As obras de planejamento para a construção de usinas solares estão concentradas nas regiões norte e sul do país, regiões em que até abril do ano passado estavam em operação sete usinas fotovoltaicas (como Rubí e Intipampa, em Moquegua), adicionando uma capacidade instalada de 284 MW.

Segundo Patricia Elliot, a visão do setor elétrico peruano para 2030 é baseada em cinco eixos que serão desenvolvidos sob boas práticas e padrões internacionais. Os eixos orientadores são:

• Acesso universal 
• Setor competitivo 
• Baixo impacto ambiental 
• Integração elétrica 
• Incorporação de novas tecnologias

Elliot informou que, em dezembro de 2018, a energia renovável representava 4,8% de toda a energia produzida no país.

Atualmente, existem dois projetos de energia eólica em execução: Huambos e Duna, ambos localizados em Cajamarca, com capacidade de geração de 18 MW cada.

O vice-ministro da Eletricidade explicou que, até hoje, 2.651 GWh / ano foram concedidos com fontes de energia renovável e 3.385 GWh / ano com usinas hidrelétricas abaixo de 20 MW.

Baterias adequadas para desempenhar um papel valioso na gestão da rede na transição energética da Nova Zelândia

Um relatório publicado pela Transpower, operadora estatal de redes de transmissão da Nova Zelândia, descobriu que a absorção generalizada de armazenamento distribuído de baterias pode desempenhar um papel importante no apoio ao sistema de energia, uma vez que os veículos elétricos e de PV estão cada vez mais adotados.

A nação já atende quase 90% de sua demanda de eletricidade a partir de energia renovável.

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A crescente adoção de veículos elétricos e de painéis solares na cobertura fez com que a Transpower da Nova Zelândia se preparasse para desafios em termos de gerenciamento de tensão e frequência. Em um relatório recente, a operadora estatal de redes de transmissão analisa o impacto operacional da absorção disseminada de armazenamento distribuído e descobre que os avanços na tecnologia de baterias podem desempenhar um papel importante na garantia da segurança e confiabilidade do sistema de energia.

Embora o país já use energia renovável para quase 90% de sua demanda de eletricidade, de acordo com dados de transmissão ao vivo no site da Transpower, o PV não é sequer listado entre as tecnologias de energia limpa em operação. É responsável por menos de 1% do mix de energia do país, com cerca de 97 MW de capacidade instalada. A energia solar residencial representa 80% da participação do leão, quase metade da qual foi instalada nos últimos dois anos, de acordo com os dados da Autoridade de Eletricidade da Nova Zelândia.

À medida que o sistema de energia da Nova Zelândia transita para uma maior eletrificação, mais capacidade será necessária e a energia solar barata está entre os principais concorrentes. Em um relatório divulgado no início deste ano, a Transpower identificou um potencial de 11 GW para energia solar residencial e alertou que as instalações solares sem armazenamento amplificariam os picos de demanda no início da noite.

Em um estudo divulgado em 2017, o operador da rede descobriu que o sistema de energia NZ poderia permitir até 2 GW de geração fotovoltaica com impacto mínimo, mas que 4 GW representariam um desafio em termos de gerenciamento de tensão e frequência. Suas descobertas mais recentes sugerem que a adição de baterias distribuídas pode ajudar a resolver esse problema, especialmente se os sistemas forem grandes o suficiente para serem carregados no meio do dia.

O relatório Sistemas de Armazenamento de Energia de Baterias Distribuídas da Nova Zelândia constatou que as baterias por trás do medidor podem melhorar o uso da rede e da geração pelo operador, suavizando o perfil de carga diário e adiando o investimento em atualizações de rede. Além disso, a distribuição em larga escala do BESS pode ajudar a gerenciar os eventos de subfrequência do sistema de energia e substituir a inércia do sistema perdida quando grandes geradores convencionais são deslocados.

Para explorar esse potencial, a NZ já deu passos importantes na orquestração do armazenamento distribuído de baterias em usinas virtuais (VPPs). Em dezembro, o Ministro da Mudança Climática, James Shaw, lançou o que é considerado o maior VPP do mundo. O sistema entregue pela empresa local Solarcity como parte do programa de resposta à demanda da Transpower conecta 3.000 sistemas residenciais de armazenamento solar, que podem armazenar coletivamente 18 MWh.

O último relatório também descobriu que o atual sistema de energia da NZ pode acomodar aumentos na carga do sistema associados com a carga de EV. Uma baixa absorção de 64.000 EVs não apresentaria desafios para a operação do sistema de potência, e até 2 milhões de EVs poderiam ser acomodados na maioria das condições. “Hipoteticamente, a cobrança de 2 milhões de VEs na Nova Zelândia no final do dia de trabalho, sem qualquer incentivo para adiar a cobrança para o final da tarde, acrescentaria 25% à demanda de pico da noite de inverno de hoje. Isso exigiria maior capacidade de geração de transmissão e pico, o que podemos evitar ”, afirma o relatório.

Performance superior

John Clarke, gerente geral de operações da Transpower, disse que as descobertas do relatório destacaram a importância de desenvolver padrões, códigos e arranjos de mercado adequados para garantir que os benefícios potenciais do armazenamento distribuído de baterias sejam realizados.

“O acréscimo potencial à combinação de requisitos significativos de cobrança de EV reforça a necessidade de sinais de mercado que permitam a coordenação, inclusive da BESS instalada em residências. Isso gerenciará os impactos do fluxo de energia em toda a rede e evitará a necessidade de investimentos dispendiosos na rede ”, disse Clarke. "Ao alcançar este resultado, evitaremos as conseqüências da integração mal gerenciada vista em outros sistemas de energia globalmente".

Com três a cinco grandes eventos de subfreqüência a cada ano devido à perda repentina de um grande gerador ou do link HVDC, os estudos de desempenho de frequência da Transpower com a BESS demonstraram 'desempenho superior' em comparação às reservas nas quais a rede opera hoje, reduzindo os impactos nos consumidores.

No entanto, o estudo também descobriu que o BESS também poderia ajudar, mas não resolver totalmente, os problemas de gerenciamento de tensão do sistema criados pela injeção de energia solar fotovoltaica na rede, especialmente no meio do dia. "Vamos fazer mais trabalhos sobre impactos regionais de voltagem com diferentes hipóteses sobre o BESS e incluir o impacto do carregamento de EV nesses estudos", disse Clarke.

Segundo a Associação de Energia Sustentável da Nova Zelândia, um sistema fotovoltaico é instalado no país a cada 25 minutos. Cerca de 30% dos agregados familiares da Nova Zelândia com um sistema solar têm armazenamento de bateria, de 24% em 2017 e 16% em 2016.

A Austrália precisará de 15 GW de armazenamento em escala de utilidade até o início da década de 2040

Será necessário um maior armazenamento e desenvolvimento de transmissão estratégica para garantir a transição mais econômica e de menor risco do sistema de energia da Austrália, disse o Australian Energy Market Operator em seu mais recente estudo. Em 20 anos, a necessidade de armazenamento será em uma escala nunca antes vista no mercado nacional de eletricidade, e a usina hidrelétrica e a armazenagem distribuída devem desempenhar um papel importante na redução dos preços da eletricidade e na construção de um sistema de energia confiável e resiliente.

A previsão de armazenamento retornou números previstos impressionantes para o 2040 Down Under. Imagem: Anesco

Volumes crescentes de energia renovável intermitente na rede e a confiabilidade decrescente dos ativos de geração herdados estão mudando a maneira como o sistema de energia será operado.

O Operador Australiano do Mercado de Energia (AEMO) está liderando o caminho para renováveis ​​fornecendo 60% do mix de energia dentro de 20 anos e destacou a importância de otimizar o investimento em novas capacidades de geração e redes enquanto adota tecnologias como energia solar em telhados, resposta à demanda e eletricidade. veículos .

No primeiro de uma série de artigos sobre insights que precederão a segunda versão de seu Plano de Sistema Integrado (ISP) - com lançamento previsto para meados de 2020, a AEMO forneceu uma análise mais profunda do papel do armazenamento. O estudo presumiu que 4,1 GW de capacidade de armazenamento seriam instalados até 2030 e descobriu que a necessidade associada de armazenamento para ajudar a mudança de energia atingiria um nível sem precedentes uma década depois.

O operador do mercado de energia previu que a necessidade de armazenamento em escala de utilidades atingiria 15 GW no início da década de 2040, com oportunidades para instalações de armazenamento de seis e 12 horas para complementar as soluções de escala mais profundas, como o projeto hidroelétrico de 2 GW bombeado e a bateria de Tasmânia. a nação.

"A análise aprofundada da AEMO confirma o importante papel do armazenamento de energia para construir a resiliência do sistema de energia, melhorar a confiabilidade e reduzir a pressão no custo de atacado", disse a executiva-chefe da AEMO, Audrey Zibelman. “Um exemplo no artigo descreve que o armazenamento de uma semana no Snowy 2.0 em 2030-31 economiza aproximadamente US$ 86 milhões (US$ 59,8 milhões) a mais, em média, em custos de combustível em comparação à capacidade equivalente de armazenamento com apenas seis horas de armazenamento.”

Com o Snowy 2.0 comprometido, espera-se que os incentivos para instalações de armazenamento sazonais adicionais enfraqueçam até que novos fechamentos de geração de carvão significativos ocorram no final dos anos 2020 até meados da década de 2030, descobriu o estudo.

Embora o armazenamento a longo prazo possa proporcionar maiores economias de custo de combustível, os desenvolvimentos superficiais com capacidade de armazenamento de seis a oito horas - como Wivenhoe e Shoalhaven - são os mais valiosos para a troca de energia entre dia e dia, complementando a geração de escala solar e sistemas solares no telhado. O armazenamento distribuído com tempos de descarga mais curtos também desempenhará um papel crítico, fornecendo valor através da consolidação da capacidade para suportar a rede nos horários de pico, acrescentou a AEMO.

“O NEM [mercado nacional de eletricidade] tem que gerenciar a crescente variabilidade tanto da oferta quanto da demanda de mudanças nos padrões climáticos, comportamentos dos consumidores, crescimento da geração renovável variável e confiabilidade decrescente dos geradores existentes”, observou Zibelman.

Novas linhas

O papel do insight Construindo a resiliência do sistema de energia com o armazenamento de energia hidrelétrica bombeada, assumiu um mix diversificado de geração dominado pela crescente integração de renováveis, consistente com o cenário 'neutro' apresentado no documento de estratégia do ISP preparado pela AEMO no ano passado. Até 2042, a geração eólica e solar, incluindo a PV no último piso, deverá representar cerca de 62% da capacidade instalada de geração e armazenamento do NEM e gerar mais de 60% da energia consumida. Fontes de geração intermitentes e variáveis ​​seriam complementadas pelo crescente desenvolvimento de soluções de armazenamento com uma variedade de recursos, como mostrado no gráfico abaixo.

“Até 2030, os geradores eólicos e solares, incluindo os sistemas de cobertura no consumidor, deverão representar aproximadamente 50% da capacidade instalada de geração e armazenamento do NEM, gerando mais de 40% da energia consumida”, disse Zibelman. "É fundamental avançarmos com a infraestrutura de transmissão necessária para apoiar a integração desses novos recursos para, finalmente, fornecer energia segura, confiável e acessível para os australianos".

No estudo mais recente, a AEMO identificou os investimentos em transmissão intra e inter-regionais necessários para conectar o armazenamento de hidrocarbonetos bombeados com os consumidores. Após o fechamento da Liddell Power Station em 2022, um aumento na capacidade de transferência da rede entre a região de Snowy e Sydney (HumeLink) aumentaria a confiabilidade ao menor custo para os consumidores de New South Wales. Inter-regionalmente, o fortalecimento da capacidade de transferência entre a área de Snowy e noroeste de Victoria e Melbourne (KerangLink), bem como entre a Tasmânia e Victoria (o Link Marinus através do Estreito de Bass) também poderia trazer benefícios, relatou a AEMO.

Outro insight do estudo foi que, com mais de 20% de chance de o gerador de carvão marrom Yallourn fechar mais cedo do que o planejado 2028-29 data do obturador - ou no caso de uma redução de oferta equivalente no edifício Victoria - KerangLink antes do data de encerramento seria a melhor estratégia. “[O] Marinus Link também aumentaria a resiliência do sistema em caso de fechamento antecipado da planta”, acrescentou o estudo da AEMO.

A KerangLink e/ou Marinus Link proporcionariam benefícios adicionais de mercado para os consumidores. A AEMO declarou que os novos interconectores reduziriam os custos de transmissão envolvidos na integração da geração renovável, reduziriam o declínio nos fatores de perda marginal e aumentariam a segurança do sistema de energia.

“Os aumentos de transmissão requerem planejamento significativo, consulta à comunidade e análise econômica de custo-benefício na forma do teste de investimento regulatório para transmissão (RIT-T), para assegurar que os investimentos sejam do melhor interesse de todos os consumidores”, disse o executivo chefe Zibelman. “No entanto, uma recente análise independente realizada pela Aurora Energy Research concluiu uma redução potencial de US$ 3,8 bilhões nas contas de energia se os empreendimentos propostos no ISP da AEMO fossem implementados, predominantemente através de aumentos na competição e eficiência de mercado via investimento adicional em interconexão.”

AEMO está trabalhando com o Conselho de Segurança Energética e outros órgãos de mercado para desenvolver um pacote de mudanças nas Regras Nacionais de Eletricidade para converter o ISP em um plano estratégico nacional acionável. “Um dos principais objetivos é permitir que os projetos identificados no ISP passem por um processo racionalizado de aprovação RIT-T e regulatória, que se baseie na análise detalhada de custo-benefício realizada como parte do ISP”, acrescentou Zibelman.

China inaugura sua maior linha de transmissão de ultra-alta tensão

Segundo agência local, projeto pretende atender crescente demanda por energia nas regiões do leste, além de reduzir o desperdício de eletricidade no oeste.

A China colocou em operação sua maior linha de transmissão de energia de ultra-alta tensão (EHV, na sigla em inglês), conectando a região de Xinjiang, no extremo oeste, à província de Anhui, ao leste, noticiou na terça-feira (2) a agência estatal Xinhua.

O projeto visa ajudar a atender a crescente demanda por energia nas regiões industrializadas do leste, além de reduzir a quantia de eletricidade desperdiçada no oeste.

Como parte da campanha antipoluição de Pequim, novas usinas movidas a carvão foram banidas no leste do país para melhorar a qualidade do ar.

A linha de transmissão, de 3.324 quilômetros, com tensão de 1.100 quilovolts (kV), foi projetada para transmitir 66 bilhões de quilowatts-hora (kWh) de eletricidade por ano, segundo a Xinhua.

A China vem construindo linhas de transmissão de eletricidade entre diferentes regiões, especialmente com projetos de ultra-alta tensão, que possuem maior capacidade de transportar energia com menores perdas em relação às linhas comuns.

De acordo com a elétrica State Grid, até o final de junho o país possuía 18 linhas de ultra-alta tensão que somavam 27.570 km em extensão.

A Administração Nacional de Energia aprovou no último mês de setembro 12 projetos de transmissão de ultra-alta tensão, voltamos ao transporte da eletricidade gerada por usinas de fontes renováveis localizadas no oeste da China para as regiões leste e central.

Até o final de 2018, a capacidade de transmissão entre regiões na China era de 136 GW, de acordo com dados do Conselho de Eletricidade do país.

Por Reuters 

Chile completa a interconexão do Sistema Elétrico Nacional

O país já conta com a rodovia elétrica Cardones-Polpaico, que permitirá a transferência de energia renovável do norte para a zona centro-sul, o que possibilita a entrada maciça de energia renovável na matriz energética.

Foto: Ministério da Energia do Chile

A presidente do Chile, Sebastián Piñera, acompanhado dos ministros de Energia, Juan Carlos Jobet, e da Economia, Juan Andrés Fontaine, inaugurado há poucos dias Elétrica Linha de Transmissão Cardones-Polpaico ligando as regiões de Atacama e Metropolitan.

O trabalho de transmissão de 753 quilômetros, que já está operando a 500 kV, marca um marco importante para o Chile ao completar a interconexão do Sistema Elétrico Nacional, permitindo assim a entrada massiva de energia renovável na matriz energética.

Essa rodovia elétrica envolveu a construção de 1.728 torres de alta tensão, teve um investimento total de US $ 1.000 milhões e cruza as regiões de Atacama, Coquimbo, Valparaíso e Metropolitana.

Importância do Projeto

Interconexão : Este trabalho de transmissão é essencial para que a interligação entre os sistemas elétricos do SING e do SIC seja uma realidade, operando a plena capacidade e resolvendo o cenário de congestionamento que o sistema de transmissão apresenta atualmente.

Descarbonização da matriz : ajudará a substituir a geração térmica (carvão, petróleo, gás) por energia renovável (solar, eólica, entre outras) produzida no norte do país devido às suas vantagens geográficas, e que exige transporte para os centros de consumo.

Novos projetos de energia renovável : viabiliza novas usinas de energia solar e eólica, que não são viáveis ​​devido à falta de capacidade de transmissão, o que exige injetar e satisfazer um crescente consumo de energia no país.

Reforço da segurança do sistema elétrico : O Sistema Elétrico Nacional é fortalecido na medida em que contribui para a diversificação e flexibilidade da matriz energética.

O ministro da Energia, Juan Carlos Jobet, disse que "esta linha melhora a segurança energética porque fortalece o sistema elétrico nacional". Assim, em anos de seca ou catástrofes naturais, podemos responder rapidamente e transferir energia de um lugar para outro para garantir o suprimento. É importante destacar que esta estrada elétrica é fundamental para avançar na descarbonização de nossa matriz. "

Detalhes do projeto Cardones-Polpaico

A linha de transmissão Cardones - Polpaico foi concebido como uma única linha elétrica, dividido em três seções, e inclui a construção de três novas subestações, mais expansão quatro estações existentes.

A primeira secção se encontra na região de Atacama entre Copiapó e Huasco, e subestações ligados Nova Cardones e Nova Maitencillo através de um duplo circuito de linha 500 kV de cerca de 134 km, e também considerada uma linha link de 5 km 220 kV novos e existentes subestação Cardones Cardones. Este trecho é operacional desde janeiro 2018.

A segunda secção abrange as regiões de Atacama e Coquimbo, variando de províncias Huasco para Elqui, e subestações ligados Nova Maitencillo e Nova Pão de Açúcar através de uma linha de circuito duplo de 500 kV cerca de 212 quilómetros de comprimento. Também considera uma linha que une cerca de 1 km de 220 kV e Nova Maitencillo Maitencillo subestação hoje. Esta seção começou a fase de energização em abril 2018.

Enquanto isso, a terceira parcela atravessar as regiões de Coquimbo, Valparaíso e Metropolitana, uma viagem passando pelas províncias de Elqui, Limari, Choapa, Petorca, Quillota, Marga Marga e Chacabuco.

As subestações Nueva Pan de Azúcar e Polpaico são conectadas através de uma linha de circuito duplo de 500 kV de aproximadamente 408 quilômetros. Considera igualmente uma linha de ligação aproximada de 220 kV, com 23 km de extensão, entre a subestação de Nueva Pan de Azúcar e a subestação de Pan de Azúcar. Sua energização foi concluída em maio de 2019.

Em novembro de 2017, o governo chileno anunciou o lançamento do novo Sistema Eléctrico Nacional, que foi criado com a interligação do Sistema Central Interligado (SIC) e Norte Grande (SING), ou de dois dos quatro sistemas Eletricidade no país.

Transelec constrói linha para conectar 293 MW de energia solar em Atacama

A nova linha de transmissão conectará duas usinas solares de larga escala da empresa irlandesa Mainstream ao Sistema Elétrico Nacional do Chile.

Uma usina solar da Total Solar em Atacama, no norte do Chile. Imagem: Total Solar

Transelec, empresa líder em transmissão de energia elétrica do Chile, assinou um contrato com a empresa irlandesa Mainstream Renewable Power para construir uma nova linha de transmissão de 220 kV para conectar dois parques solares para o sistema elétrico nacional do Chile: o Solar Parque Rio Escondido 170 MW e 123 MW planta Valle Escondido.

A construção da nova linha de 55,5 km, que será conectada à subestação Cardones, começará no segundo semestre deste ano.

Ambos os projetos estão sendo realizados pela Mainstream em Tierra Amarilla, na região norte do Atacama. Conforme relatado pela Transelec em sua nota, o projeto do Río Escondido já tem sua Resolução de Qualificação Ambiental (RCA) aprovada. No final de dezembro, a Mainstream anunciou a entrada do projeto solar Valle Escondido de 105 MW no Sistema de Avaliação do Impacto Ambiental (SEIA). A Mainstream recebeu 1.300 MW no concurso de eletricidade de 2016.

A Transelec é uma empresa de distribuição de 78% do Sistema Interligado Central do Chile e 100% do Sistema Interligado do Grande Norte (SING). Em setembro de 2017, comprou a subestação Don Héctor, localizada perto do projeto solar Pelicano, uma usina fotovoltaica de 100 megawatts que a fabricante de módulos US SunPower.

Governo discute implantação de linha de transmissão de energia elétrica

A Secretaria de Estado da Infraestrutura dos Recursos Hídricos e do Meio Ambiente realizou reunião para discutir a implantação de linha de transmissão Campina Grande III/João Pessoa II, com extensão de 123 km, mais a subestação de 500 KW João Pessoa II, obras que vão reforçar e proporcionar maior confiabilidade ao sistema de suprimento de energia elétrica da Região Metropolitana da Capital.

Participaram da reunião, representantes da empresa indiana Sterlite Power Brazil, responsável pela execução da obra, o diretor presidente da Energisa PB Ricardo Charbel e assessores, além do secretário da pasta, Deusdete Queiroga, do secretário executivo de Estado de Energia e do Programa de Aceleração do Crescimento (Seepac) Robson Barbosa e da secretária executiva dos Recursos Hídricos, Virgiane Melo.

De acordo com o secretário Deusdete Queiroga, durante a execução da obra serão contratadas empresas locais, com mão de obra local o que gerará emprego, movimentando o setor econômico do Estado.

O secretário executivo da Seepac, Robson Barbosa, disse que a empresa Sterlite Power Brazil veio expor o planejamento para execução do empreendimento.

Ele destacou que a linha de transmissão e a subestação vão garantir o suprimento de energia elétrica da Região Metropolitana de João Pessoa formada por 12 municípios, por um período de 20 anos. Serão investidos aproximadamente R$ 320 milhões, com prazo previsto para a conclusão da instalação em 2022. A construção deve ter início em outubro deste ano.

Fonte/Imagem: Secom/PB

Chile lança sistema que permite altos níveis de integração de energias renováveis ​​no Sistema Elétrico Nacional

A iniciativa faz parte de um acordo de trabalho conjunto entre o Ministério da Energia, o Coordenador Nacional de Eletricidade e a Agência Alemã de Cooperação Internacional (GIZ).

O Governo do Chile busca promover uma maior integração de energias renováveis ​​variáveis ​​e, para isso, o Ministério de Energia, o Coordenador Nacional de Energia Elétrica e o programa de Energia Renovável e Eficiência Energética da Sociedade Alemã de Cooperação Internacional (GIZ), comissionados pelo Ministério. do Meio Ambiente da Alemanha (BMU), assinou em novembro do ano passado uma declaração de trabalho conjunto no âmbito do programa "Promoção da energia solar no Chile".

Após dois anos de trabalho, um sistema centralizado de previsão foi implementado usando um modelo numérico e estatístico, com dados de imagens de satélite, histórico de geração e sinais em tempo real de cada planta.

O subsecretário de Energia, Ricardo Irarrázabal, apresentou na semana passada os resultados do sistema. "Queremos compartilhar com vocês os excelentes resultados que foram obtidos na busca de melhorar as previsões de geração de fontes variáveis, e como essa nova informação se tornou uma ferramenta útil para os processos realizados pelo Coordenador e um bom sinal para aproveitar recursos renováveis ​​do país ", disse ele em sua apresentação.

O Coordenador Nacional de Eletricidade, encarregado de administrar o Sistema Elétrico Nacional, "integrou com sucesso as previsões em sua programação diária, alcançando 2018 erros médios absolutos (MAE) da ordem 7,7% e 11,5% para usinas de energia solar e vento, respectivamente ", disse o Ministério da Energia em um comunicado de imprensa.

Segundo o presidente do Conselho de Coordenador Juan Carlos Olmedo, "centralizado Previsão Sistema atingido plenamente os seus objetivos, uma vez que nos permitiu gerar capacidades internas para gerir um serviço de previsão centralizada em linha com as melhores práticas de operadores internacionais, atingindo alta níveis de integração variável de energias renováveis ​​".

Rainer Schröer, diretor do Programa de Energia da GIZ, elogiou o sistema como "altamente bem-sucedido, contribuindo para a transição energética chilena para uma matriz cada vez mais sustentável".

Linha de Transmissão europeia sofre atrasos, diz Entso-E

De acordo com um documento publicado pela Rede Europeia dos Operadores de Sistemas de Transmissão, um número significativo de projetos de infra-estruturas de rede no Plano Decenal de Desenvolvimento de Rede de 2018 foi adiado, com a oposição pública identificada como o principal obstáculo.

Imagem: fundição, pixabay

A implementação padrão de projetos de infraestrutura de redes elétricas em toda a Europa deve ser substituída por uma abordagem de “melhor projeto”, de acordo com um novo documento de trabalho publicado pela Rede Europeia de Operadores de Sistemas de Transmissão (Entso-E).

Embora cerca de 80% dos projetos de infraestrutura do Plano Decenal de Desenvolvimento de Rede do Entso-E 2018 (TYNDP) estejam sendo implementados, um número significativo deles está atrasado, disse a associação. Os autores do relatório explicaram que esses atrasos estão impedindo a implantação de nova capacidade de energia limpa, e o consequente congestionamento da rede está forçando os operadores de rede locais a implementarem “medidas de reutilização dispendiosas e com uso intensivo de CO2”.

Aceitação social

"Os atrasos na construção da infra-estrutura necessária geralmente resultam de feroz oposição pública", eles também escreveram. “Para obter aceitação, é necessário estabelecer esforços para envolver os cidadãos locais para tratar das preocupações e necessidades das pessoas e para desenvolver conjuntamente abordagens para proteger a natureza.”

A associação também disse que a abordagem sugerida de “melhor projeto” nunca deveria envolver o pagamento de dinheiro para as comunidades locais para ganhar apoio ou “comprar” a aceitação de projetos. Em vez disso, as partes interessadas do projeto devem sempre desenvolver processos de planejamento localmente adaptados, transparentes e abertos, mas isso também significaria custos de investimento mais altos. A fim de reduzir o impacto dos possíveis aumentos de custos, os benefícios da “melhor abordagem” devem sempre ser quantificados e avaliados, disse Entso-E.

A análise de custo-benefício da organização, que foi aprovada pela Comissão Europeia para os projetos TYNDP, leva em consideração os volumes e as perdas na rede, assim como o uso da terra, as emissões de CO2 dos sistemas energéticos e o potencial de integração das energias renováveis.

Subestação na Alemanha

O relatório cita a subestação de Garenfeld, na Alemanha, como um exemplo da abordagem de “melhor projeto”, que funciona de forma mais eficaz do que os métodos tradicionais, embora os custos de investimento do projeto estejam agora em torno de 80 milhões de euros. De acordo com o jornal, as medidas resultantes do diálogo das partes interessadas com as comunidades locais incluem a aquisição de terras para mover a subestação para um local diferente, bem como mudanças nas especificações dos transformadores e medidas relacionadas a preocupações visuais.

"Por outro lado, todos os cidadãos da área concordaram com a implementação do projeto e não levaram o projeto a tribunal", disseram os autores. “Como um processo judicial pode levar dois anos, esse atraso não foi incorrido e o custo estimado de tal atraso de € 150 milhões (provenientes, por exemplo, dos custos de re-envio de remessa) foram salvos”.

Isto significa que a abordagem de “melhor projeto” ajudaria a reduzir a fatura global para os consumidores em pelo menos € 70 milhões, em comparação com projetos padrão.

Entso-E disse que várias fronteiras nacionais também estão impedindo as trocas de energia ideais entre países ou nódulos de mercado. Apontou para as fronteiras da Irlanda-Grã-Bretanha com a Europa continental e os países nórdicos , bem como aqueles entre os países nórdicos e a Europa continental ocidental. Também identificou as conexões entre os países nórdicos e bálticos com a Europa Oriental como problemáticas, além da integração báltica e da integração centro-leste. Outras áreas de preocupação incluem a integração ibérica, a integração península italiana, e as conexões entre o sudeste da Europa e dos Balcãs orientais.

Em Janeiro, a Comissão Europeia anunciou que serão atribuídos 800 milhões de euros para apoiar projetos de infra-estruturas energéticas no âmbito do programa para o desenvolvimento de infra-estruturas transeuropeias.

Tailândia lança esquema de medição líquida para PV residencial

O governo tailandês está tentando demitir instalações no telhado - mas o pagamento de medição líquida não é generoso. Imagem: Johan Fantenberg / Flickr.

O programa será aberto a sistemas de energia solar com capacidade de geração superior a 10 kW. Inicialmente, cerca de 100 MW de energia solar serão alocados através do mecanismo. As tarifas líquidas de medição, no entanto, serão pouco mais do que a metade do preço atual da eletricidade.

As autoridades metropolitanas e provinciais de eletricidade da Tailândia lançaram um esquema de medição líquida para instalações fotovoltaicas residenciais com capacidade de geração de até 10 kW.

Os pedidos terão de ser apresentados ao Gabinete da Comissão Reguladora de Energia do país, que também será o comprador do excedente de energia produzido pelos sistemas de cobertura.

A tarifa líquida de medição, fixada para 10 anos, será de THB1,68 / kWh (US$ 0,052), substancialmente abaixo do preço atual da energia residencial de THB3,80 / kWh. Os proprietários de sistemas solares também terão que pagar uma taxa de conexão de rede de cerca de THB8,500.

Transição dos FITs para o autoconsumo

O esquema é parte do plano de desenvolvimento de energia recentemente atualizado, que será executado até 2037 e prevê que as fontes renováveis ​​forneçam 35% da energia da Tailândia até esse ponto. A energia limpa atende atualmente a cerca de 10% da demanda.

De acordo com as últimas estatísticas divulgadas pela Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA), a Tailândia atingiu uma capacidade de geração de energia solar instalada de 2.720 MW no ano passado. Desse total, no entanto, apenas 23 MW foram implantados em 2018, com a maior parte da capacidade fotovoltaica instalada entre 2011 e 2016, quando os FITs foram concedidos a projetos em larga escala e em telhados.

A meta solar para 2036 é de 6 GW, mas a IRENA sugeriu em um relatório recente que a ambição poderia ser aumentada para 17 GW . A agência citou o potencial abundante de recursos de energia solar e os custos do sistema que caem rapidamente como a combinação perfeita para um mercado de painéis fotovoltaicos no último andar, que está em grande parte inexplorado.

No final de 2017, a Agência Norte-Americana para o Desenvolvimento Internacional e a agência alemã de desenvolvimento, Deutsche Gesellschaft fuer Internationale Zusammenarbeit (GIZ), emitiram recomendações para facilitar a implantação de PV em telhados na Tailândia. A GIZ Tailândia disse na época que investidores e consumidores finais precisavam de diretrizes de implementação simples para impulsionar a implantação no telhado.

Transição de energia do mundo em dúvida como progresso na acessibilidade, barracas de sustentabilidade

● A transição do mundo para energia segura, acessível e sustentável estagnou, com pouco ou nenhum progresso alcançado nos últimos cinco anos

● Em 115 economias, mais pessoas do que nunca têm acesso à energia. No entanto, isso é compensado pela redução da acessibilidade e quase nenhum progresso em tornar os sistemas de energia ambientalmente sustentáveis.

● O relatório do Fórum Econômico Mundial para Promover a Transição Energética Eficiente exige uma ação urgente por parte dos formuladores de políticas e empresas para salvaguardar o desenvolvimento de energia para as gerações futuras.

● Explore o relatório completo, infográficos e muito mais aqui

Os sistemas de energia do mundo tornaram-se menos acessíveis e não são ambientalmente mais sustentáveis ​​do que há cinco anos. Embora o acesso à energia tenha melhorado substancialmente, com menos de um bilhão de pessoas vivendo sem acesso à eletricidade, as preocupações quanto à acessibilidade e à equidade da transição energética estão aumentando. Estas são as conclusões da última edição do relatório do Foster de Transição Energética Efetiva do Fórum Econômico Mundial, publicado hoje.

O Índice de Transição de Energia (ETI) do relatório mede as economias de duas maneiras. Em primeiro lugar, cada economia é avaliada pelo seu “desempenho do sistema” de energia. Isso leva em consideração três critérios considerados críticos para a transição para o futuro, a saber: segurança e acesso, sustentabilidade ambiental e crescimento e desenvolvimento econômico. Este último mede o impacto econômico para as famílias, a indústria e as receitas de exportação.

Nos últimos cinco anos, a medida que mais melhorou foi o acesso e a segurança energética, seguida pelo crescimento e desenvolvimento econômico e, por último, pela sustentabilidade ambiental. A pontuação média de desempenho do sistema vinha melhorando desde 2014, mas parou no ano passado, já que os ganhos em segurança e acesso à energia foram compensados ​​por reduções em acessibilidade e sustentabilidade. O uso contínuo de carvão para geração de energia na Ásia, aumentando os preços das commodities e mais lentamente do que as melhorias necessárias na intensidade de energia, contribuíram para a estagnação do desempenho deste ano.

A segunda parte da ETI mede o sucesso das economias ao implementar as condições necessárias para a transição. Esta “prontidão para a transição” analisa seis indicadores individuais: capital e investimento; regulação e compromisso político; instituições e governança; instituições e ambiente de negócios inovador; capital humano e participação dos consumidores; e estrutura do sistema de energia.

Escores de prontidão de transição versus emissões anuais por país

As economias pequenas obtiveram pontuações mais altas em prontidão, com o Reino Unido sendo a única economia do G7 entre as 10 principais desse subconjunto. Com exceção de Cingapura, todos estão na Europa Ocidental. O principal desafio que enfrenta qualquer tentativa de energia global à prova do futuro é a falta de prontidão nas maiores economias do mundo. Por exemplo, os 10 países que obtêm as maiores pontuações em termos de prontidão representam apenas 2,6% das emissões anuais globais.

“Precisamos de um futuro onde a energia seja acessível, sustentável e acessível a todos. O sólido progresso em trazer energia ao alcance de um número cada vez maior de pessoas não é suficiente para mascarar fracassos mais amplos, que já estão causando impacto sobre nosso clima e sobre nossas sociedades. É necessária uma ação urgente para acelerar a transição que funciona para os negócios, os consumidores e o meio ambiente ”, disse Roberto Bocca, diretor de Futuro de Energia e Materiais, membro do Comitê Executivo do Fórum Econômico Mundial.

No entanto, há algum motivo para otimismo. Embora as duas economias mais populosas do mundo, a China e a Índia, tenham uma pontuação baixa em termos de desempenho do sistema (ranking 97 e 86, respectivamente), elas são consideravelmente mais altas quando se trata de prontidão (45 e 61, respectivamente). Isso sugere que, embora seus atuais sistemas de energia obsoletos não estejam prontos para a transição, um ambiente favorável está sendo construído para suportar a transição futura. A este respeito, a China ocupa o sétimo lugar no mundo em regulação e compromisso político.

O Índice de Transição de Energia 2019

As economias avançadas continuam liderando a tabela de classificação, demonstrando a maturidade de seus sistemas de energia. A Suécia (1) mantém o primeiro lugar no ano passado, seguida pela Suíça (2) e pela Noruega (3). Austrália (43), Canadá (35) e República da Coréia (48) são as únicas economias avançadas com pontuações abaixo do quartil superior na ETI, devido à alta intensidade de carbono de seu mix de combustíveis, e alto consumo de energia per capita e emissões de carbono. A acessibilidade econômica está surgindo como uma preocupação crescente nas economias avançadas, à medida que aumenta o fosso entre os preços das casas e os preços grossistas da eletricidade.

Os resultados mostram que a transição energética nos maiores emissores do mundo estagnou no ano passado. Enquanto os Estados Unidos (27) fizeram progressos na redução do uso de carvão na geração de energia, ela caiu no ranking em dois lugares, refletindo preocupações sobre a acessibilidade econômica de energia para as famílias e a incerteza regulatória sobre a sustentabilidade ambiental.

Os países da Ásia emergente e em desenvolvimento observaram melhorias significativas em direção ao acesso universal à eletricidade, liderados pela Índia (76), Indonésia (63) e Bangladesh (90). A Malásia (31) é o país emergente mais alto desta região, o Vietnã (56) mostrou a maior melhoria no ranking da ETI desde o ano passado, enquanto a Tailândia (51) melhorou em todas as três dimensões do triângulo energético, bem como a prontidão para a transição . Esta região continua a ser importante para o futuro da transição energética, porque a urbanização, a industrialização e o aumento dos padrões de vida continuam a impulsionar o aumento da demanda de energia. O Fórum apoiará a Associação das Nações do Sudeste Asiático (ASEAN) no seu progresso em direção à transição energética, alavancando a ETI e sua plataforma para melhorar a colaboração público-privada.

Na África Subsaariana, o relatório enfatiza a necessidade de estabilidade regulatória e política, bem como fortes estruturas institucionais para alavancar os abundantes recursos naturais de uma forma que permita uma transição energética efetiva. O progresso no acesso à energia para eletricidade e combustíveis limpos para cocção enfrenta desafios da população em rápido crescimento nos países da região. A Namíbia (62) é o país com maior classificação neste grupo, o Quênia (71) e a Etiópia (95) estão mostrando melhorias. A África do Sul (114) e a Nigéria (109), os dois maiores consumidores deste grupo, continuam a enfrentar desafios na forma de dependência excessiva do carvão e a falta de infraestrutura capacitadora, respectivamente.

A região da América Latina e Caribe tem as maiores pontuações médias em sustentabilidade ambiental de todas as regiões, principalmente devido à sua significativa capacidade hidrelétrica. No entanto, grandes economias como o Brasil (46) e o México (37) não mostraram melhorias no índice anterior, enquanto a Colômbia (34) e a República Dominicana (78) subiram no ranking. A integração regional de mercados e infraestrutura de eletricidade, a eletrificação da mobilidade e a crescente eficiência operacional da infraestrutura de energia podem ajudar a liberar mais melhorias.

Há uma necessidade urgente de ação rápida na transição energética. Medidas críticas para acelerar a transição energética incluem dissociar o crescimento econômico do consumo de energia, particularmente nas economias emergentes, integrando inovações tecnológicas inovadoras para melhorar a eficiência e a sustentabilidade, e desenvolvendo a equidade e a justiça na transição energética. Dada a interconectividade do sistema de energia nos sistemas econômicos, sociais e políticos, há uma necessidade maior do que nunca para que os diferentes grupos de partes interessadas busquem um entendimento comum sobre a visão e as prioridades da transição energética.

Novo México se compromete com 100% de eletricidade sem carbono até 2045

O Novo México está prestes a se tornar o próximo estado dos EUA a adotar uma lei de compromisso de energia limpa, estabelecendo uma meta de 100 por cento de eletricidade sem carbono até 2045.

A Casa do Novo México aprovou a Lei de Transição de Energia na terça-feira, de 43 a 22, e a lei está a caminho da governadora Michelle Lujan Grisham (D), que a assinará. Além da meta de eletricidade livre de carbono, a Lei de Transição de Energia do Novo México exige que 80% da eletricidade venha de fontes de energia renováveis ​​até 2040. Outras referências incrementais incluem 50% de fontes de energia renováveis ​​até 2030 e 40% até 2025.

Lujan Grisham já expressou sua satisfação pelo projeto de lei que passou pela Casa do Novo México. Sua assinatura é uma formalidade e pode vir até o final desta semana.

O Novo México se unirá à Califórnia e ao Havaí como o terceiro estado a transformar tal projeto em lei. Em 2015, o Havaí se tornou o primeiro estado a se comprometer a obter 100% de sua eletricidade a partir de fontes de energia renovável até 2045. Em 2018, a Califórnia estabeleceu uma meta de 100% de eletricidade sem carbono até 2045.

A lei do Novo México será sancionada em uma época em que o estado está tendo altas recordes na produção de petróleo. Como o jornal de Albuquerque relatou na terça-feira, o estado está "montando uma onda monstruosa" de produção.

Seguindo em frente

Existem diferenças entre leis como as do Havaí, que exigem 100% de eletricidade de fontes renováveis, e aquelas como a Califórnia e o Novo México, que exigem 100% de eletricidade de fontes livres de carbono. As metas da Califórnia e do Novo México oferecem um pouco mais de liberdade para alcançar a marca de 100%, desde que não venha de combustíveis fósseis. Por exemplo, o projeto de lei do Novo México não considera as renováveis ​​nucleares, mas poderia ajudar o estado a atingir sua meta de zero carbono, dependendo de como isso é definido no futuro.

Outros estados estão considerando projetos semelhantes. Mais recentemente, o governador do estado de Minnesota, Tim Walz, anunciou sua proposta de Um Caminho do Minnesota para a Energia Limpa, pedindo ao Estado que “fosse 100% livre de carbono”.

Uma das leis de energia limpa mais ambiciosas dos EUA no momento pode pertencer a Washington DC A lei de emenda de energia limpa do distrito exige que 100% da eletricidade venha de fontes de energia renováveis ​​até 2032. Até 2041, 10% dessa meta deve ser cumprido pela energia solar local. Além disso, o ato exige que todos os veículos da cidade tenham emissões zero até 2045.

Aneel nega recurso da Eletrosul contra caducidade de contratos

Acordo previa investimentos de R$ 4,1 bilhões na região metropolitana de Porto Alegre.

Contrato previa construção de linhas e subestações para escoar energia eólica e térmica | Foto: Eletrosul / Divulgação / CP

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) negou nesta terça-feira recurso da Eletrosul e manteve a recomendação ao Ministério de Minas e Energia de extinção do contrato de concessão para a construção e operação de novas linhas de transmissão no Rio Grande do Sul. O contrato, em parceria com a empresa chinesa Shanghai Electric, previa investimentos de R$ 4,1 bilhões na construção de 17 linhas de transmissão e oito subestações para escoar energia eólica e térmica para a região metropolitana de Porto Alegre.

A previsão inicial para entrada em operação das instalações era 6 de março de 2018, mas em razão das dificuldades financeiras enfrentadas pela Eletrosul e o risco iminente de não cumprimento das obrigações contratuais, a Aneel emitiu, em 2016, relatório para recomendar a transferência para a Shangai Electric ou a caducidade daquela concessão. Em junho do ano passado, a Eletrosul apresentou um plano de transferência do contrato para a Shangai Electric como alternativa ao processo de caducidade.

Pouco depois, em setembro, a agência chegou a firmar um prazo para que as empresas chegassem a um entendimento e a transferência se concretizasse, mas, diante do impasse, a Aneel resolveu recomendar, no dia 21 do mesmo mês, a caducidade do contrato de concessão.

Com a decisão de negar o recurso da Eletrosul, está mantida também a proposta da Aneel de incluir esses empreendimentos no próximo leilão de transmissão, marcado para o dia 20 de dezembro."É uma decisão de suma importância para o sistema elétrico, com foco no sistema do Rio Grande do Sul, que permite melhor equilíbrio energético naquela região, bem como o escoamento da energia gerada nos empreendimentos de geração eólica do estado", disse o diretor da Aneel, Efrain Pereira da Cruz, relator do recurso no colegiado da agência.

State Grid prevê investir R$ 140 bilhões no Brasil nos próximos 5 anos

A elétrica chinesa State Grid vai investir 140 bilhões de reais no Brasil ao longo dos próximos cinco anos, incluindo aportes previstos para geração, transmissão e outros segmentos, disse um executivo da companhia nesta quarta-feira.

Apenas os recursos para transmissão deverão totalizar mais de 90 bilhões de reais, disse em chinês o vice-presidente da unidade brasileira da State Grid, Qu Yang, ao participar de uma conferência em São Paulo.

Qu Yang disse que a empresa avaliou o potencial para energia solar e eólica no Brasil, incluindo os Estados nordestinos de Bahia e Rio Grande do Norte, além do sul do país.

Ele disse que a empresa poderia usar tecnologia de transmissão de alta voltagem, que manda grandes quantidades de energia a longas distâncias com poucas perdas. Isso permitiria conectar áreas remotas que podem gerar uma grande quantidade de energia eólica e solar a centros populacionais no Rio de Janeiro, São Paulo e no resto das Américas.

“Conversei com outras grandes companhias de geração de energia e estão todas preocupadas com o crescimento da energia eólica, gerando mais do que vão usar”, disse Qu. “Mas nós podemos instalar uma (linha de transmissão) que pode enviar a energia para onde ela precisa ir. Nós até poderíamos enviar aos Estados Unidos.”

Fonte: Economia UOL

Supercondutores prometem inovar a distribuição de energia

A distribuição de energia elétrica percorreu um longo caminho desde o início do século XX, quando as cidades bombeavam fluidos pressurizados para acionar as máquinas pneumáticas nas casas e empresas. Hoje, as redes de transmissão de energia elétrica feitas de milhares de quilômetros de cabos de cobre são fundamentais para a vida moderna. Mas há uma mudança a caminho. À medida que os países estão usando mais energias renováveis para reduzir o consumo de combustíveis fósseis, a ideia de uma super rede de distribuição de energia começou a ser discutida. O que seria esse supercondutor de energia de alta potência?

As fontes de energia renováveis – solar, eólica e hidrelétrica – são diferentes dos combustíveis fósseis. O gás, carvão e petróleo podem ser canalizados ou transportados até as usinas para serem queimados. Em geral, as usinas localizam-se perto dos centros urbanos para facilitar a distribuição de eletricidade, mas distantes o suficiente para que as pessoas não as vejam ou sintam o cheiro da queima de combustível. As energias renováveis não têm essa flexibilidade. 

As turbinas eólicas precisam ser construídas em lugares expostos ao vento, como os painéis solares precisam de locais ensolarados para gerar energia elétrica. As usinas de energia renovável são construídas em locais mais distantes dos centros urbanos e a distribuição de eletricidade depende de cabos longos e de alta potência.

As redes tradicionais de energia elétrica usam a corrente alternada (CA) para transmitir a eletricidade em distâncias mais longas. Mas a transmissão de energias renováveis pode interferir com a corrente alternada. Uma rede de cabos de alta potência de uma usina de energia renovável pode diminuir a pressão da CA.

Os cabos construídos com esse objetivo usam uma corrente contínua em alta tensão (CCAT) para minimizar as perdas de transmissão. A CCAT é o sistema embrionário da super rede. O prefixo “super” transmite três dos significados do conceito da super rede. Um deles é literal: a CCAT funciona como artérias que transmitem uma grande quantidade de eletricidade em um plano superior ao da corrente alternada da rede de energia. O segundo é superlativo: a super rede tem uma extensão geográfica maior. 

O ex-presidente da Companhia Nacional de Rede Elétrica da China, Liu Zhenya, usou o conceito da super rede para descrever a ambição de construir uma rede de distribuição de energia elétrica para o mundo inteiro. O terceiro significado, o de qualidade, é mais um desejo do que uma definição: a visão de um sistema perfeito de transmissão global de eletricidade sem dióxido de carbono.

A China tem planos de criar uma super rede “regional”. Se fosse possível construir uma rede global de transmissão de energia, o uso de energias renováveis aumentaria. As grandes usinas nucleares poderiam ser construídas mais distantes dos centros urbanos, para fornecer uma energia estável e confiável. Ainda mais importante, o uso da energia solar e eólica diminuiria os custos operacionais dos moinhos de vento, das barragens e das fazendas de energia solar e, como resultado, reduziria o custo da eletricidade.

FONTE: Opinião e Notícia

Uma única rede elétrica capaz de resolver o problema das energias renováveis

A energia solar e a eólica sofrem ambas com problemas relacionados com o armazenamento. A solução pode passar por uma única rede elétrica.

Muitas vezes, este tipo de centrais produzem energia elétrica em abundância. O armazenamento de toda essa energia produzida é uma possível solução, mas não compensa devido ao seu alto custo. Como alternativa, já foi apontada a criação de uma rede elétrica de grandes dimensões.

O sol leva muito tempo para percorrer todo o planeta e, por exemplo, países grandes como o Canadá podem beneficiar com isso. A vantagem é que quando o sol está a brilhar nos parques solares de Ontário, a energia elétrica excedente pode ser utilizada para fazer o pequeno almoço na Colúmbia Britânica e o almoço em Newfoundland.

É um ótima ideia, mas o problema é que não tem como conseguir fazer chegar a essa energia de um ponto ao outro do Canadá. A Colúmbia Britânica está ligada com Alberta por uma linha principal e pára aí. Não existe linha entre Alberta, Saskatchewan, Manitoba e Ontário. Uma linha liga com Ontário, Quebec e as Províncias Marítimas, mas nenhuma liga com Newfoundland.

Embora existam poucas linhas a unir interiormente todo o Canadá, existem 34 linhas que ligam o Canadá e os EUA. O problema com as conexões norte-sul é que o sol brilha em ambas as zonas ao mesmo tempo, não sendo possível distribuírem entre si os excedentes.

Estes problemas nas linhas do Canadá criam um grande desafio para as energias renováveis, ainda mais para a eólica do que para a solar. Enquanto a energia solar é bastante previsível, o vento pode ser um problema. Tempestades súbitas podem causar estragos numa rede elétrica, ao despejar enormes quantidades de energia no sistema sem ter para onde ir. Algumas empresas do setor energético vêem-se obrigadas a pagar aos clientes para eles consumirem a energia, apenas para conseguirem livrar-se dela.

As alterações climáticas estão a levar a diferenças drásticas de temperaturas, onde num local está muito quente e no outro já estão a ocorrer tempestades. Uma grande rede elétrica seria capaz de levar a energia renovável para onde ela fosse mais necessária.

Uma grande rede elétrica iria absorver toda a energia que conseguisse ser bombeada para ela, mas iria requerer relatórios meteorológicos. Precisamos de saber onde o sol está a brilhar e onde o vento está a soprar para melhor conseguirmos determinar onde estão as fontes de energia. Mas, já conseguimos ter acesso a essa informação. O Departamento de Energia dos EUA e o Laboratório Nacional de Energia Renovável mapeiam as áreas potenciais de energia em 4 quilómetros quadrados a cada cinco minutos ao longo de todo o ano. Juntando estas informações e uma grande rede elétrica, seria possível enviar a energia excedente para onde é necessária.

O que precisamos é de um projeto de rede inteligente, conduzida pela meteorologia e com linhas de transmissão de longa distância que possam ultrapassar as inconsistências do tempo. Um sistema como este poderia enviar grandes quantidades de energia renovável para ligar a oferta e a procura, independentemente do clima num determinado local.