Sistema de Aterramento vs Sistema Fotovoltaico e o que ainda não te contaram

Imagine que o isolamento de um condutor vivo do circuito de um sistema fotovoltaico foi danificado e a corrente do condutor passa a fluir através da estrutura de fixação, dos trilhos, molduras dos módulos, eletrodutos metálicos ou inversor fotovoltaico. Esses elementos metálicos, que normalmente não fazem parte do circuito, passam a ter potencial em relação a qualquer polo no circuito CC ou CA que não esteja com defeito e pode até estar conduzindo corrente durante a operação do sistema. Esta é uma situação perigosa, porque agora existe a possibilidade de incêndio, além de risco de choque elétrico, dentre outras consequências.

Os requisitos técnicos básicos para o aterramento de sistemas elétricos e a ligação de componentes condutores em uma instalação elétrica têm sido praticamente os mesmos por muitas décadas. Apesar disso, o assunto continua sendo objeto de muita discussão e controvérsia no meio profissional. Isso se agrava ainda mais quando esses requisitos básicos são aplicados às instalações elétricas de sistemas fotovoltaicos.

Este artigo destina-se a ajudar no entendimento e dar maior clareza às instalações de sistemas de aterramento e fotovoltaicos, assim como fornecer algumas dicas importantes sobre esses requisitos técnicos que são considerados nas normas vigentes.

O que é um sistema de aterramento e do que ele é composto?

Um sistema de aterramento é o conjunto de todos os eletrodos e condutores de aterramento, interligados ou não, assim como partes metálicas que atuam direta ou indiretamente com a função de aterramento, tais como: cabos para-raios, torres e pórticos, armaduras de edificações, capas metálicas de cabos, tubulações e outros. Portanto, o sistema de aterramento é o eletrodo de aterramento em conjunto com a equipotencialização.

Figura 1 – Barramento de Equipotencialização Local (BEL)

O eletrodo de aterramento é o elemento ou conjunto de elementos condutores do sistema de aterramento que assegura o contato elétrico com a terra e dispersa a corrente de falta, de retorno ou de descarga atmosférica na terra. Ele abrange desde uma simples haste isolada até uma complexa “malha” de aterramento, constituída pela associação de hastes com cabos, podendo ser também perfis, barras, cabos nus, fitas, etc. Desta forma, o eletrodo de aterramento é composto também pelos cabos que interligam as hastes de aterramento. Aliás, a haste é complementar, conforme o item 6.4.1.1.1 da norma técnica ABNT NBR 5410:2004 [1].

Quais as funções do sistema de aterramento nos sistemas fotovoltaicos?

O sistema de aterramento em uma edificação tem diversas funções, como: promover a segurança de pessoas, de equipamentos, da edificação, proteção contra descargas atmosféricas, controlar os valores de sobretensões em fases não envolvidas em curtos-circuitos, controlar os valores de correntes de curto-circuito entre fase-terra e controlar a formação de arcos elétricos. É por este motivo que a norma NBR 5410 determina que toda edificação deve dispor de uma infraestrutura de aterramento, denominada eletrodo de aterramento.

As funções dos subsistemas de aterramento e proteção contra falhas para qualquer instalação fotovoltaica incluem o seguinte [2]:

1. Evitar ferimentos às pessoas causados por diferenças de potencial em relação ao solo, ou por arcos elétricos provocados por falhas;
2. Evitar danos aos equipamentos devido a falha no isolamento ou arcos elétricos provocados por falhas;
3. Fornecer um caminho de aterramento de baixa impedância para permitir a rápida dispersão de sobretensões;
4. Fornecer caminhos de retorno efetivos para o fluxo de corrente de falha, para que relés, fusíveis e dispositivos similares tenham um desempenho previsível;
5. Proteger o equipamento contra falhas de operação causadas por excesso de tensão ou acoplamento de corrente com fontes externas;
6. Fornecer caminhos adequados para pequenas correntes de fuga, para que elas sejam menos propensas a causar corrosão do que fluindo em caminhos dispersos.

Quando e onde se aplica a norma técnica ABNT NBR 5410:2004 em Sistemas Fotovoltaicos?

A norma técnica ABNT NBR 5410:2004 é a norma brasileira que estabelece as condições que as instalações elétricas de baixa tensão devem atender. Como as instalações elétricas de sistemas fotovoltaicos são de baixa tensão, a norma NBR 5410 deve ser aplicada, em conjunto com as suas normas complementares.

O item 1.2.3 da norma NBR 5410 informa que a mesma se aplica às instalações novas e a reformas em instalações existentes, seguida de uma nota informando que modificações destinadas a, por exemplo, acomodar novos equipamentos elétricos, inclusive de sinal, ou substituir equipamentos existentes, não caracterizam necessariamente uma reforma geral da instalação. Portanto, a norma não se aplica a instalações concluídas existentes. Dada essa informação, é importante que fique claro então que, conforme a norma NBR 5410, desde 2004 todas as instalações novas ou reformadas devem obrigatoriamente dispor de uma infraestrutura de aterramento. Sendo que essa infraestrutura de aterramento é parte integrante da edificação.

Segundo o Guia EM da norma NBR 5410 [3], considera-se como “reforma”, qualquer ampliação de instalação existente (criação de novos circuitos, alimentação de novos equipamentos, etc.), bem como qualquer substituição de componentes que implique alteração de circuito. Portanto, fica claro que a instalação de um sistema fotovoltaico é considerada uma reforma e este fato implica que a instalação elétrica do mesmo deve atender à norma NBR 5410.

Outra constatação que podemos tirar disso é que, ao instalar um sistema fotovoltaico é necessário que se tenha um sistema de aterramento. Então, se no local da instalação o sistema de aterramento não existir, o mesmo deverá ser providenciado. Se o sistema de aterramento existir e não atender às normas vigentes, o mesmo deverá ser readequado, por se tratar de uma reforma na instalação elétrica.

Existe um sistema de aterramento padrão?

Existem dois tipos de aterramento em uma instalação: o aterramento funcional que consiste na ligação à terra de um dos condutores do sistema (geralmente o neutro), com o objetivo de garantir o funcionamento correto, seguro e confiável da instalação; e o aterramento de proteção que consiste na ligação à terra das massas e dos elementos condutores estranhos à instalação, com o único objetivo de proporcionar proteção contra contatos indiretos. Algumas vezes são realizados aterramentos com as duas finalidades, funcionais e de proteção.

Além disso, o item 4.2.2.2 da norma NBR 5410 considera alguns esquemas de aterramento. A Figura 2 apresenta o esquema TN, o qual é caracterizado por ter um ponto de alimentação diretamente aterrado (aterramento funcional) e as massas são ligadas a esse ponto através de condutores de proteção. O esquema TN possui três variantes: TN-C, TN-S e TN-C-S.

Figura 2 – Esquema TN e suas três variantes: TN-C, TN-S e TN-C-S

No esquema TN-C, as funções de neutro e de proteção são combinadas em um único condutor, chamado de condutor PEN (do inglês: Protective Earth and Neutral). No esquema TN-S o condutor neutro e o condutor de proteção (PE) são distintos. O esquema TN-C-S é quando parte do sistema é TN-C e outra parte é TN-S.

A Figura 3 apresenta o esquema TT, o qual é caracterizado por possuir um ponto da alimentação diretamente aterrado (aterramento funcional), estando as massas da instalação ligadas ao eletrodo (ou eletrodos) de aterramento eletricamente distintos do eletrodo de aterramento da alimentação.

Figura 3 – Esquema TT e suas duas variantes: TT (A) e TT (B)

No esquema TT (A) as massas são ligadas a um eletrodo de aterramento comum, mas distinto do eletrodo de aterramento da alimentação (aterramento funcional). No esquema TT (B) as massas são ligadas a um eletrodo de aterramento distintos entre si e distintos do eletrodo de aterramento da alimentação (aterramento funcional).

A Figura 4 apresenta o esquema IT, o qual é caracterizado por possuir todas as partes vivas isoladas da terra ou um ponto da alimentação é aterrado através de impedância. O esquema IT possui quatro variantes: IT (A), IT (B1), IT (B2) e IT (B3). No esquema IT (A) não existe o aterramento da alimentação (aterramento funcional). No esquema IT (B) a alimentação é aterrada através de impedância.

Figura 4 – Esquema IT e suas variantes: IT (A) e IT (B).

Essa alimentação aterrada através de impedância no esquema IT (B) possui 3 variantes, que são: IT (B1), IT (B2) e IT (B3). A Figura 5 apresenta essas três variantes do esquema IT (B).

Figura 5 – Esquema IT (B) e suas variantes: IT (B1), IT (B2) e IT (B3)

No esquema IT (B1) as massas são aterradas em eletrodos separados e independentes do eletrodo de aterramento da alimentação (aterramento funcional). No esquema IT (B2) as massas são coletivamente aterradas em eletrodo independente do eletrodo de aterramento da alimentação (aterramento funcional). No esquema IT (B3) as massas são coletivamente aterradas no mesmo eletrodo de aterramento da alimentação (aterramento funcional).

Por que todos esses esquemas de aterramento e suas variantes?

Todos esses esquemas e variantes possuem sua razão de existir. Por exemplo: dependendo do tipo de consumidor e da distribuidora de energia elétrica, esta última pode exigir ou não o aterramento funcional. Em indústrias, por exemplo, é comum o neutro do transformador da subestação ser aterrado através de um resistor de aterramento com o objetivo de limitar o valor da corrente de curto-circuito entre fase e terra.

O mais comum é termos em edificações residenciais e comerciais o TN-C-S, onde o TN-C é adotado pela distribuidora de energia e o TN-S é adotado na edificação. Até porque se utilizássemos um DR não seria permitido seccionar o condutor PEN, inviabilizando o esquema TN-C na edificação. A Figura 6 mostra o esquema TN-C-S aplicado em uma edificação.

Figura 6 – Esquema TN-C-S: esquema TN-C no circuito da distribuidora de energia elétrica e TN-S no circuito da edificação.

No esquema TN-C-S o esquema TN-C é adotado na rede da distribuidora de energia elétricas e o esquema TN-S é adotado na edificação. Seguem algumas considerações a respeito do sistema de aterramento representado na Fig. 6:

1. O eletrodo de aterramento é toda a parte enterrada do sistema de aterramento, neste exemplo consiste de hastes verticais e cabos de cobre nu;
2. Em seguida o condutor de aterramento, o qual interliga o eletrodo de aterramento ao Barramento de Equipotencialização Principal – BEP;
3. Cada circuito na edificação possui seus próprios condutores de neutro e de proteção;
4. Na edificação pode existir apenas um quadro de distribuição ou mais de um quadro. Neste exemplo temos um Quadro Geral de Baixa Tensão (QGBT) e um Quadro de Distribuição (QD);
5. O aterramento do Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas (SPDA) está integrado ao sistema de aterramento;
6. O quadro de distribuição da Figura 6 está representado de forma simplificada. A Figura 7 apresenta o QD mais detalhadamente.

Figura 7 – Detalhes de montagem do QD de um sistema fotovoltaico trifásico.

O quadro de distribuição CA do sistema fotovoltaico esta representado basicamente pelo disjuntor, DPS e barramentos. Caso o disjuntor esteja desarmado, seja em caso de manutenção ou porque o mesmo atuou, o DPS não pode ser desconectado do inversor. Por este motivo o circuito que vai para o sistema fotovoltaico deve permanecer protegido pelo DPS. Além disso, mesmo que se tenham DPS junto ao ponto de entrada da linha elétrica na edificação ou no quadro de distribuição principal, é necessário instalar DPS também junto ao ponto de entrada da linha elétrica do sistema fotovoltaico, visto que se tratam de pontos de entrada distintos. É por esse mesmo motivo, por exemplo, que também é necessário instalar DPS na entrada dos cabos coaxiais de serviços de TV a cabo, assim como promover a equipotencialização.

E como fica o Sistema Fotovoltaico na presença de um SPDA?

Se a edificação já possuir um SPDA é necessário verificar o projeto desse SPDA para que o projetista do sistema fotovoltaico se certifique de que os dois projetos sejam compatíveis, ou seja, todos os componentes do sistema fotovoltaico devem estar dentro da zona de proteção do SPDA. Caso contrário, o SPDA deverá ser revisado e readequado. Caso tenha dúvidas, procure o profissional responsável pelo projeto do SPDA ou uma empresa especializada, pois se o sistema fotovoltaico não estiver dentro da zona de proteção do SPDA você estará colocando vidas em risco. Falaremos de Sistema de Proteção Contra Descargas Atmosféricas e Sistema Fotovoltaico em outro artigo.

Por que equipotencializar os módulos fotovoltaicos?

Os módulos fotovoltaicos devem ser equipotencializados como medida de proteção contra choques elétricos. A norma NBR 16690:2019 [4] é uma norma complementar à norma NBR 5410, sendo que os itens 4.1 e 4.2 da NBR 16690 estabelecem que os requisitos especificados nos itens 4.1 e 4.2 da NBR 5410 se aplicam. Sim, os itens possuem a mesma numeração propositalmente. O item 4.1.1 define exatamente os requisitos de proteção contra choques elétricos, o qual estabelece que as pessoas e os animais devem ser protegidos contra choques elétricos, seja o risco associado a contato acidental com parte viva perigosa, seja a falhas que possam colocar uma massa acidentalmente sob tensão.

Figura 8 – Detalhes da equipotencialação de um quadro elétrico para minimizar o risco de choque elétrico em caso de contatos indiretos.

Novamente a norma NBR 16690, agora em seus itens 5.1.1, 5.1.2.1 e 5.1.2.2, estabelece que os requisitos especificados nos itens 5.1.1, 5.1.2.1 e 5.1.2.2 da NBR 5410 se aplicam (sim, as mesmas numerações novamente). Esses itens definem como devem ser feitas as proteções contra choques elétricos. O item 5.1.2.2 estabelece os requisitos da equipotencialização e seccionamento automático da alimentação. Alguns dos requisitos apresentados e que mostram termos já utilizados aqui são:

• Todas as massas de uma instalação devem estar ligadas a condutores de proteção;
• Todas as massas da instalação situadas em uma mesma edificação devem estar vinculadas à equipotencialização principal da edificação;
• Massas simultaneamente acessíveis devem estar vinculadas a um mesmo eletrodo de aterramento;
• Todo circuito deve dispor de condutor de proteção, em toda sua extensão.

Portanto, devemos equipotencializar o sistema fotovoltaico justamente para assegurar que as massas ou partes condutoras acessíveis não ofereçam perigo, seja em condições normais, seja em caso de falha que as tornem acidentalmente vivas.

Qual é a maneira correta de equipotencializar os módulos fotovoltaicos?

Os módulos possuem furos próprios e devidamente preparados para a função de aterramento e estes devem ser identificados com o símbolo de aterramento, conforme a IEC 61730-1 [5].

O módulo fotovoltaico possui pontos de aterramento identificados pelo símbolo:

Os módulos não devem ser perfurados, por exemplo, para fazer furos adicionais de aterramento, pois isso anulará a garantia dos mesmos. A Figura 9 mostra um exemplo de como deve ser feito o aterramento e equipotencialização dos módulos fotovoltaicos, conforme manual do fabricante [6]. A orientação do parafuso pode ser invertida para utilizar uma porca dentada.

Figura 9 – Detalhes do método de montagem da equipotencialização de um módulo fotovoltaico.

O condutor deve ser colocado entre a arruela plana e a arruela côncava. Certifique-se de que a arruela côncava está voltada para cima e que o fio não está em contato com a moldura para evitar corrosão galvânica. Aperte o parafuso utilizando a arruela dentada. Consulte o manual do fabricante para verificar o torque de aperto do parafuso. Todos os parafusos, porcas, arruelas, arruelas de pressão e outros equipamentos relevantes devem ser feitos de aço inoxidável.

Outros métodos de aterramento podem ser utilizados. Contudo, para métodos de aterramento alternativo, recomenda-se sempre consultar o manual do fabricante. Lembrando que eventualmente não será possível utilizar métodos de aterramento padrão para certos modelos de módulos.

Devo equipotencializar somente os módulos fotovoltaicos?

Materiais condutores elétricos, como estrututuras metálicas de fixação dos módulos, eletrodudos metálicos, eletrocalhas, caixas metálicas e demais componentes que eventualmente podem vir a se tornar energizados devem ser equipotencializados. Afinal, toda instalação elétrica está sujeita à falhas de isolamento e a equipotencialização deve ser feita para fornecer um caminho de baixa impedância para correntes de falta.

Figura 10 – Detalhes do método de montagem da equipotencialização da estrutura de fixação.

No que diz respeito à segurança das pessoas que entram em contato com equipamentos ou partes energizadas, existem três situações que podem comprometer a segurança de uma pessoa submetida a potenciais elétricos. O potencial de passo, que é a diferença de potencial entre dois pontos na superfície do solo e que afeta uma pessoa quando ela caminha sobre essa superfície. O potencial de toque, que é a diferença de potencial entre as partes metálicas aterradas e um ponto no solo. Esse é o potencial a que uma pessoa pode estar submetida ao tocar em partes metálicos de sistemas elétricos (módulos, estrutura de fixação, etc.).

O que devo considerar em um projeto de aterramento e equipotencialização de sistemas fotovoltaicos?

Outras considerações importantes no projeto de um aterramento para sistemas fotovoltaicos são [7]:

1. Sempre que possível, reduza a indutância usando condutores chatos como condutores de aterramento. Geralmente, um condutor plano usa menos cobre e tem menos indutância que um condutor circular equivalente.
2. Reduza ao mínimo o número de dobras no condutor para manter o raio das dobras o maior possível.
3. Mantenha os caminhos o mais curtos possível.
4. Mantenha os condutores de aterramento o mais próximo possível dos condutores vivos.
5. Dimensione o condutor de aterramento para transportar as correntes de pior caso.
6. Todas as conexões de metal devem ser feitas com material limpo e sem água, graxa ou oxidação nas superfícies.
7. As conexões exotérmicas são sempre melhores que as ligações de compressão.
8. As ligações de compressão devem usar metais ou ligas metálicas compatíveis com os metais que estão sendo unidos para evitar corrosão.
9. Linhas de energia, linhas telefônicas, linhas coaxiais e linhas externas de gerador devem ter dispositivos de proteção contra surtos.
10. Após a instalação de um sistema de aterramento, a resistência à terra deve ser medida com um medidor de resistência à terra apropriado.

Conclusão

Os requisitos de aterramento e equipotencialização para sistemas fotovoltaicos são geralmente os mesmos que para outros sistemas de energia elétrica. O aterramento e equipotencialização de equipamentos e sistemas são partes importantes em um sistema de energia renovável. Eles reduzem o potencial de choque elétrico, incêndios e demais riscos associados. A aplicação adequada das normas técnicas para proteções contra choques elétricos, surtos, incêndios, proteção de equipamentos e patrimônio resultará em sistemas mais seguros, maior desempenho pela maior disponibilidade do sistema, limitará os danos aos equipamentos, evitará ferimentos que podem ser causados por falhas elétricas internas, evitará mau funcionamento dos equipamentos e até mesmo redução de custos de operação e manutenção.

Referências

[1] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Norma Brasileira ABNT NBR 5410:2004 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão, versão corrigida, 2008.

[2] W. J. Stolte, Bechtel Group, Inc., Photovoltaic System Grounding and Fault Protection Guidelines, 1985, Web.

[3] Revista Eletricidade Moderna, Guia EM da NBR 5410, 2001.

[4] Associação Brasileira de Normas Técnicas, Norma Brasileira ABNT NBR 16690:2019 - Instalações Elétricas de Arranjos Fotovoltaicos - Requisitos de Projeto, 2019.

[5] International Electrotechnical Commission, IEC 61730-1 Ed. 1.2 b - Photovoltaic (PV) Module Safety Qualification - Part 1: Requirements for Construction, 2013.

[6] LG, Installation Instructions - Monocrystalline Solar Module LGXXXN9C(W) G4 LGXXXN1C(W,K)-G4, 2015.

[7] International Energy Agency, Utility Aspects of Grid Connected Photovoltaic Power Systems, IEA Report PVPS T501:1998, 1998.

Empresa de ônibus Turb inaugura instalação fotovoltaica de autoconsumo

A empresa, com sede em Petrópolis (RJ), instalou 348 módulos fotovoltaicos de 365 Wp que gerarão cerca de 169.000 kWh por ano, uma média de 14.000 kWh por mês, o que pode atender sua demanda mensal.

Prefeitura de Petrópolis

A empresa de ônibus Turb, localizada em Petrópolis (RJ), possui uma instalação fotovoltaica que pode atender sua demanda mensal. Especificamente, instalou módulos fotovoltaicos de 348 e 365 Wp que gerarão cerca de 169.000 kWh por ano, uma média de 14.000 kWh por mês. Eles ocupam uma área de 800 m² e adicionam uma potência total de 127.020 Wp.

“Com muito prazer, inauguramos este parque de energia solar em nossa empresa. Continuamos buscando soluções tecnológicas capazes de otimizar custos, sempre contribuindo para o meio ambiente, como já fazemos com o sistema de reuso de água e com o uso da água da chuva ”, explica o diretor da empresa, Jean Moraes, e acrescenta que a empresa pode injetar o excedente de produção fotovoltaica na rede.

Um novo processo de metalização reduz a demanda por prata dos módulos em 30%

O Fraunhofer ISE trabalhou com empresas de tecnologia alemãs para melhorar o processo de metalização em células solares de silício. O resultado pode reduzir significativamente os custos do módulo.

Vista do interior de uma máquina de serigrafia. Imagem: Fraunhofer ISE / Dirk Mahler

O Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energia Solar (ISE) colaborou com o Centro de Avaliação de Tecnologia Fotovoltaica para melhorar o processo de serigrafia usado para aplicar dedos de prata em células solares de silício.

O processo de metalização de linhas finas testado em laboratórios no sul da Alemanha permite uma largura de dedo inferior a 19 µm e uma altura de 18 µm em uma única etapa de impressão, em comparação com os atuais 30 µm. Os pesquisadores dizem que sua inovação poderia reduzir o consumo de prata dos módulos em 30%, um número que teria ramificações significativas nos custos gerais de fabricação.

Imagem do microscópio eletrônico de varredura da superfície da seção transversal de um dedo de contato impresso em tela fina. Imagem: Fraunhofer ISE. Imagem: Fraunhofer ISE

“Em colaboração com os parceiros do setor na metalização de serigrafia de linhas finas, em particular com os fabricantes de serigrafia Koenen GmbH e Murakami Co Ltd, bem como com o fornecedor de produtos químicos para serigrafia Kissel + Wolf GmbH, alcançamos reduza a largura dos dedos de contato para menos de 20 micrômetros, o que significa uma redução de 30 a 40% em comparação com o padrão atual do setor ”, disse Andreas Lorenz, gerente de projetos do grupo de tecnologia de impressão Fraunhofer ISE

Os dedos mais finos não apenas reduzem o teor de prata, mas também melhoram as propriedades elétricas, disse a equipe. Quando uma nova tecnologia de impressão é usada com uma tecnologia mais moderna de 8 a 15 barramentos, as perdas de energia nos dedos de contato são significativamente reduzidas.

Um dedo se abrindo em uma malha fina. Imagem: Fraunhofer ISE / Koenen GmbH

A equipe também usou uma nova tela de malha fina para o processo de metalização das células de contato solar do emissor passivo (PERC) em duas séries independentes. Para o experimento PERC, o Fraunhofer ISE usou parâmetros de tela ideais e "uma largura nominal de dedo de 24 µm devido à limitação do número disponível de barramentos na célula solar (neste caso, cinco)". O instituto afirmou que a célula PERC com melhor desempenho no experimento teve uma eficiência de conversão de 22,1%.

"Com o uso de sistemas de triagem e colagem altamente projetados para a metalização de linhas finas, seria possível começar a fabricar células solares com dedos de contato quase invisíveis em escala industrial em um futuro próximo", disse Florian Clement, diretor de tecnologia da produção no departamento de estruturação e metalização do instituto. "Isso representaria uma grande vantagem para aplicações em energia fotovoltaica integrada, onde são necessárias superfícies estéticas e homogêneas do módulo".

A quantidade de prata necessária para produzir pasta condutora de prata para a frente e a traseira da maioria das células fotovoltaicas pode ser reduzida em quase metade até 2028, de uma média de 130 mg por célula em 2016 para aproximadamente 65 mg, de acordo com o Relatório de papel prateado na Revolução Verde, publicado pela CRU Consulting em nome do Instituto Silver.

Demanda de prata

Os autores do relatório explicaram que a quantidade de prata usada na fabricação de células solares já havia diminuído de 400 para 130 mg entre 2007 e 2016. Os autores previram que a produção de células aumentaria de 4,7 W atualmente para 6 W para 2030, contribuindo para uma redução de 10,5 mg no uso de prata por watt.

A necessidade de reduzir o uso de prata foi ilustrada pelos resultados do relatório World Silver Survey de 2019 publicado pelo The Silver Institute. Segundo a pesquisa, os preços da prata cresceram 7% no ano passado, depois de aumentar 4% em 2017. Essa tendência, segundo o instituto, foi reduzida para registrar um crescimento na demanda no setor fotovoltaico.

O projeto de metalização Fraunhofer ISE foi financiado pelo Ministério Federal de Economia e Energia da Alemanha. Resultados mais detalhados da colaboração de pesquisa com Koenen, Kissel + Wolf e Wickon Hightech GmbH foram prometidos na feira PVSEC da UE em Marselha na próxima semana, e na PVSEC em Xi'an, China, no início de novembro.

Comissão parlamentar aprova isenção de imposto de importação em equipamentos de energia solar

Segundo a proposta, a isenção só será aplicada quando não houver produto nacional semelhante, mas a prática impossibilita que qualquer produto fabricado no país latino-americano concorra com a maioria das importações.

A fábrica canadense de módulos solares no Brasil. Canadian Solar

A Comissão de Constituição e Justiça e Cidadania (CCJ) da Câmara dos Deputados do Brasil aprovou nesta quarta-feira o Projeto de Lei do Senado 8322/14, que isenta a importação de equipamentos e componentes de geração de energia solar do imposto de importação. Nos termos da proposta, a isenção só será aplicada quando não houver produto nacional semelhante.

O deputado Nicoletti (PSL-RR) recomendou a aprovação do texto original do Projeto de Lei 8322/14 e a rejeição de outras propostas, como a Comissão de Mineração e Energia, que prorrogaram as isenções tributárias. A proposta agora deve receber aprovação presidencial, a menos que solicitado para ser analisado pelo plenário da Câmara. O texto havia sido previamente aprovado pela Comissão de Finanças e Tributos.

Até agora, a maioria dos equipamentos fotovoltaicos importados pagava 12% da taxa de imposto.

Os regulamentos atuais dificultam a demonstração de que existe uma produção local semelhante à do produto importado (o que justifica a cobrança do imposto de importação). O Ministério da Economia propôs que, por serem considerados semelhantes, os painéis brasileiros demonstrem que possuem o mesmo preço na fábrica sem incidência tributária e o mesmo preço de venda que os importados, além de apresentarem comprovante de fornecimento de equipamentos no país. nos últimos cinco anos.

No entanto, sem nenhuma alteração no imposto de importação, o custo dos painéis fotovoltaicos nacionais é cerca de 30% superior ao dos painéis importados, segundo estimativas da associação fotovoltaica brasileira Absolar.

“O cenário é bastante complicado para os módulos, agora eles acham difícil competir e não têm financiamento atrativo, como era antes da adoção do TLP pelo BNDES”, disse Nelson Falcão, vice-presidente executivo da ABSOLAR e diretor da Flex, que fabrica painéis solares canadenses no Brasil.

Atualmente, os módulos fotovoltaicos importados já possuem isenções de IPI e ICMS e podem beneficiar de isenções de PIS / COFINS, por meio da estrutura REIDI, um programa especial para projetos de geração centralizada.

Por outro lado, os fabricantes nacionais pagam impostos na compra de suas matérias-primas, pagando II, IPI, PIS / COFINS e ICMS. Essas fábricas fazem parte do programa de competitividade industrial PADIS, que exige investimentos de 5% de sua receita bruta em pesquisa, desenvolvimento e inovação no Brasil.

Viva rápido, morra jovem: um estudo do MIT propõe o uso de painéis de 10 anos

Pesquisas descobriram que mesmo painéis solares de curta duração, com 10 a 15 anos de duração, poderiam fornecer desempenho suficiente para projetos bancários. Os pesquisadores acreditam que os custos dos painéis, juntamente com uma mentalidade industrial que agora é fixada no preço final da energia solar, em vez dos custos por quilowatt instalado, podem abrir oportunidades para produtos fotovoltaicos atualmente rejeitados devido ao seu curto ciclo de vida.

Painéis "descartáveis" seriam ótimas notícias para os fabricantes de energia solar, mas eles criariam montanhas de resíduos a menos que fossem reciclados.

Os produtos fotovoltaicos mais eficientes e de menor custo, com uma vida útil mais curta que o padrão da indústria de 25 a 30 anos, podem abrir novas oportunidades para desenvolvedores de projetos e proprietários de usinas nos próximos anos, de acordo com uma estudo realizado por pesquisadores do Instituto de Tecnologia de Massachusetts (MIT para as iniciais do nome em inglês).

No artigo “Acelerando a entrada no mercado fotovoltaico com substituição de módulos”, publicado em Joule , os pesquisadores apresentaram uma estratégia de substituição de módulos que permite que os proprietários do projeto atinjam um custo de energia nivelado e econômico (LCOE) com módulos fotovoltaicos com ciclo. vida útil esperada inferior a 15 anos.

De acordo com o estudo, a substituição de painéis poderia ajudar a integrar as tecnologias fotovoltaicas de menor vida útil atualmente excluídas do mercado, desde que durem pelo menos dez anos, com uma eficiência de conversão superior a 20% e seu custo não exceda US $ 0,30 / W.

"As tecnologias fotovoltaicas emergentes com uma vida inicial inferior a 15 anos podem alcançar um LCOE competitivo", diz o relatório.

A chave do LCOE

A principal mudança que pode abrir a porta para painéis com vida útil mais curta é a redução nos preços dos painéis, que garantiu o equilíbrio dos custos do sistema, que agora representam a maior parte dos gastos com projetos solares. "Isso significa que, desde que os novos painéis solares sejam elétrica e fisicamente compatíveis com os sistemas elétricos, pode fazer sentido econômico substituir os painéis por novos e melhores à medida que estiverem disponíveis, enquanto o restante do sistema é reutilizado". O estudo aponta.

Os pesquisadores analisaram um parque solar de 100 MW construído com um sistema de monitoramento, uma instalação comercial na cobertura de 200 kW e um complexo residencial de 6 kW. Para a análise, eles foram baseados em parâmetros de referência do Laboratório Nacional de Energia Renovável do Departamento de Energia dos Estados Unidos; suposições sobre o futuro desenvolvimento da tecnologia fotovoltaica, financiamento e reciclagem de módulos; e quatro ferramentas independentes para calcular o LCOE.

“Nos três tipos de instalação que encontraram - dependendo das particularidades das condições locais - a substituição de novos módulos após 10 a 15 anos pode, em muitos casos, fornecer vantagens econômicas, mantendo os numerosos benefícios ambientais e a redução de custos. emissões de energia solar ”, afirmou a equipe de pesquisa.

Os autores do artigo esperam que suas descobertas ajudem a mudar a crença de que é necessária uma vida útil mínima de 25 anos para obter lucratividade. "Se alguém inventa uma nova tecnologia com uma vida útil de dez anos, ninguém vai olhar para ela", disse o estudo. "Isso é considerado domínio público em campo e é um pouco paralisante."

Impacto na indústria de reciclagem

A adoção de tecnologias fotovoltaicas “mais descartáveis” ofereceria um fluxo de renda mais sustentável para os fabricantes de energia solar e teria implicações enormes na reciclagem de produtos solares. O setor de reciclagem fotovoltaica está avançando no conhecimento de que os primeiros volumes significativos de painéis ao final de sua vida útil surgirão na próxima década.

Segundo Bertrand Lempkowicz, diretor de comunicação, marketing e relações públicas da PV Cycle, um painel de dez anos poderia oferecer benefícios aos investidores, com base em um período de reembolso de seis a sete anos. "Mas, de uma perspectiva ecológica, um painel com uma vida útil de 25 anos deve ser mais interessante", disse Lempkowicz à revista pv . "Do ponto de vista da recicladora, ter uma vida útil mais curta significa mais desperdício e deve ajudar a reduzir o preço da reciclagem".

Outro fator importante, de acordo com Lempkowicz, é que os painéis fotovoltaicos de 20 anos podem continuar a fornecer 80% de sua energia inicial duas décadas após a instalação, com um desempenho que tende a ser maior em sistemas residenciais. "Quanto às instalações industriais, onde se espera uma repotenciação porque a capacidade dos novos módulos está aumentando constantemente, uma vida útil de 10 ou 15 anos deve ser suficiente", disse ele. "Para eles, mudar a usina mais cedo é um investimento e esses módulos provavelmente nunca chegarão 20 ou 25 anos antes de serem substituídos".

Longi espera embarques anuais de até 200 MW na América Latina

O fabricante chinês de módulos e o SICES, o maior distribuidor solar do Brasil concordaram em fornecer 200 MW de módulos mono PERC de alta eficiência por ano ao SICES para os segmentos de geração distribuída no Brasil, México e outras regiões.

Células após serem soldadas em uma planta de produção Longi. Em 2018, foi o terceiro maior fabricante de módulos solares do mundo. - Fotografia: Longi Solar

A fabricante chinesa de módulos Longi Solar e SICES, o maior distribuidor solar do Brasil, chegaram a um acordo de cooperação estratégica na Intersolar South America 2019, segundo o qual a Longi fornecerá 200 MW de mono módulos PERC de alta eficiência por ano à SICES para os segmentos por ano de geração distribuída no Brasil, México e outras regiões.

Estes são os módulos Hi-MO 4 mais recentes e avançados com potência de saída de até 440 W e o novo módulo Hi-MO X "shingled", lançado recentemente no mercado, com uma eficiência superior a 20%.

Em maio, Longi anunciou um novo recorde para seus painéis bifaciais: o fabricante disse que seu módulo bifacial de 72 células atingiu uma potência de mais de 450 W na frente. O resultado foi confirmado pelo alemão TÜV-SÜD.

Três toneladas de painéis fotovoltaicos reciclados no Panamá

A associação PV Cycle coleta e recicla módulos fotovoltaicos em todo o mundo. Depois de tratar mais de 30.000 toneladas de painéis desde a sua criação, a entidade estima que 150.000 toneladas de módulos podem chegar ao fim de sua vida útil em 2030.

Imagem: Ciclo PV

Nascida de uma iniciativa da indústria solar para reciclagem, a associação PV Cycle lançou há um ano e meio o PV Cycle Global Membership, um programa aberto a produtores de fora da Europa para a coleta e tratamento de painéis fotovoltaicos. “Na Europa, a legislação regula a reciclagem e temos um sistema de coleta e processamento [de painéis solares] que funciona muito bem. Fora da Europa, no entanto, não há legislação e há cada vez mais solicitações de membros pedindo ajuda [para a coleta e reciclagem] de painéis ”, disse Bertrand Lempkowicz, chefe de comunicação da PV Cycle à revista pv .

Desde a implementação deste programa, três toneladas de resíduos foram coletadas no Panamá e 25 toneladas no Senegal. Os painéis instalados nessas regiões não estão realmente no final de sua vida útil, que atualmente tem entre 20 e 30 anos, mas são elementos defeituosos, quebrados em alguns casos durante o transporte ou a construção. "Na América Latina, por exemplo, onde o mercado fotovoltaico está em expansão, estima-se que 1% do que é instalado em 5 anos possa ser reciclado, e isso é uma boa quantidade de painéis", acrescentou Lempkowicz.

Os painéis do Panamá e do Senegal foram repatriados por navios na Europa, mais precisamente na Bélgica, para o porto de Antuérpia, que fica perto de um centro de reciclagem. Embora o transporte seja otimizado especialmente usando recipientes de tamanho apropriado, o ideal seria reciclar no local. “A eficiência no nível de CO2 não é a mesma que teríamos na Europa porque o transporte é mais longo, mas a implementação de uma unidade de reciclagem localmente hoje não faz sentido. Isso vai acontecer no futuro ”, explicou Lempkowicz.

O PV Cycle não possui centros de reciclagem próprios e opera centros administrados por empresas privadas. "Se não houver gigawatts suficientes instalados em uma região, as empresas não investirão em um centro de reciclagem porque não seria lucrativo", acrescentou Lempkowicz. Por enquanto, a associação tem contatos na América do Sul que eventualmente permitirão a reciclagem in situ. No continente africano, uma empresa será responsável pelo agrupamento dos painéis da África Oriental, que serão repatriados na Europa assim que as quantidades forem suficientes para encher completamente os contêineres.

No entanto, agora, ainda na perspectiva de reduzir suas emissões de CO2, a PV Cycle está organizando uma missão para recuperar quase 10.000 painéis na Guiana ... em canoas.

As culturas alimentares melhoram à sombra dos painéis solares

Outro estudo destacou as vantagens de combinar energia solar com agricultura. Segundo o relatório, o cultivo de pimentões chiltepin, jalapeños e tomate cereja em áreas áridas dos Estados Unidos, à sombra dos módulos fotovoltaicos, não é apenas possível, mas pode permitir uma colheita melhor.

Patrick Murphy / Universidade do Arizona

Pesquisadores da Universidade do Arizona afirmaram que as colheitas de alimentos à sombra dos painéis solares podem gerar uma produção de vegetais e frutas duas ou três vezes mais que a agricultura convencional.

Em um estudo publicado na revista Nature, os cientistas apresentaram os resultados de um projeto de pesquisa plurianual, no qual foi observado como as plantas de tomate chiltepin, jalapeno e tomate cereja cresceram à sombra de painéis fotovoltaicos em uma terra seca .

Durante um período de três meses no verão, a equipe de pesquisa monitorou condições microclimáticas, como níveis de luz, temperatura do ar e umidade relativa, bem como a temperatura do painel fotovoltaico, umidade do solo e uso da água irrigação, a função ecofisiológica da planta e a produção de biomassa da planta. O monitoramento foi realizado por sensores na superfície do solo e a uma profundidade de 5 cm.

Os cientistas disseram que suas medidas mostraram como o sombreamento dos painéis teve um impacto positivo na temperatura do ar, na luz solar direta e na demanda de água na atmosfera. "A sombra fornecida pelos painéis fotovoltaicos resultou em temperaturas diurnas mais frias e temperaturas noturnas mais quentes em comparação com o sistema tradicional de plantio a céu aberto", eles escreveram. "Houve também um menor déficit de pressão de vapor no sistema agrivolta, o que significa que havia mais umidade no ar".

Os pesquisadores dizem que a proteção da luz solar e as altas temperaturas oferecidas pelos painéis solares permitiram uma colheita melhor para as três culturas. "De fato, a produção total de chiltepin foi três vezes maior sob os painéis fotovoltaicos de um sistema agrícola e a produção de tomate foi dupla", escreveu o principal autor do artigo, Greg Barron-Gafford. Quanto aos jalapeños, os pesquisadores disseram que o desempenho foi semelhante ao observado nas técnicas convencionais, mas foi alcançado com perda de água transpiratória 65% menor. "Descobrimos que cada evento de irrigação pode suportar o crescimento da colheita por dias, não apenas horas, como nas práticas agrícolas atuais", acrescentou Barron-Gafford.

Vantagens para os painéis

Estudos anteriores haviam explicado os benefícios de projetos “agrivoltaicos” para o desempenho dos mesmos painéis solares e isso também foi confirmado por pesquisadores da Universidade do Arizona, que puderam observar como o cultivo de alimentos em instalações fotovoltaicas também é ideal para evitar superaquecimento dos mesmos painéis, uma vez que as lavouras abaixo emitem água através da transpiração.

Os cientistas acrescentaram que são necessárias mais pesquisas sobre outras culturas e que elas estão cooperando com o Laboratório Nacional de Energia Renovável do Departamento de Energia dos EUA. UU. entender como os resultados de seus estudos podem ser aplicados em outras regiões e como as políticas regionais podem ajudar esses projetos.

Solução de escassez de terras

Enquanto isso, na Europa, a empresa sueca de energia Vattenfall anunciou que pretende fazer seus primeiros projetos "agrovoltaicos" na Holanda, onde houve muita oposição à energia solar em larga escala por medo da perda de terras agrícolas.

"Ouvimos regularmente de agricultores, políticos e organizações ambientais que as terras agrícolas não devem ser usadas para parques solares", disse Margit Deimel, diretor de energia solar em larga escala nos negócios de bateria e energia solar em Vattenfall. "Ao investigar se podemos combinar parques solares com agricultura, também queremos aumentar a aceitação de nossos parques solares no país", acrescentou.

Deimel também disse que a Vattenfall quer trabalhar em diferentes lugares para descobrir um design e modelo operacional ideal para seus parques agrivoltaicos. A companhia disse que não consideraria as culturas que crescem demais, como milho, aspargo ou bambu. "Pensamos, por exemplo, em repolho, cebola, batata, cenoura ou frutos silvestres", acrescentou Deimel.

HT-SAAE planeja fábrica de painéis no Brasil

O fabricante chinês quer instalar uma fábrica de montagem de módulos no estado de Mato Grosso do Sul e iniciou uma cooperação com a associação industrial local.

Imagem: Skitterphoto, pixabay

O grupo chinês Shanghai Aerospace Automobile Electromechanical Co., Ltd (HT-SAAE) quer construir uma fábrica de painéis fotovoltaicos no estado brasileiro de Mato Grosso do Sul.

O governo do estado disse em nota oficial, na qual afirmou que alguns representantes da empresa chinesa se reuniram com empresários da FIEMS (Federação das Indústrias do Mato Grosso do Sul) para discutir o projeto. “O presidente do FIEMS, Sérgio Longen, e o executivo da HT SAAE China, Feff Liu, assinaram um acordo de cooperação para a transferência de tecnologia, conhecimento técnico e disponibilidade de equipamentos fotovoltaicos entre a multinacional e o Serviço Nacional de Aprendizagem. Industrial (SENAI)”, pode ser lida na declaração.

A nova fábrica no Brasil, disse o governo na nota, servirá a HT-SAAE para fornecer seus produtos em toda a América do Sul. Mais detalhes sobre o projeto da fábrica não foram fornecidos.

Atualmente, o grupo HT-SAAE possui fábricas de painéis na China e na Turquia.

O aquecimento global afetará o desempenho dos painéis solares

Pesquisadores do Instituto de Tecnologia de Massachusetts dizem que as mudanças climáticas podem reduzir o desempenho dos módulos solares. A análise prevê que o aquecimento global possa causar perdas de desempenho de até 50 kWh por quilowatt instalado por ano.

Chris_LeBoutillier, pixabay

Um estudo de cientistas do Instituto de Tecnologia de Massachusetts, nos Estados Unidos, considerou os possíveis efeitos negativos do aquecimento global no desempenho de painéis solares.

Os pesquisadores calcularam isso. Para cada grau de aumento da temperatura global, os módulos solares podem esperar um desempenho reduzido de 0,45%.

Os cálculos foram feitos usando o cenário de aquecimento "Via de concentração representativa" desenvolvido pelo Painel Intergovernamental das Nações Unidas sobre Mudança do Clima, que prevê um pico de emissões de CO2 em 2040 e um aumento médio da temperatura global de 1,8 graus Kelvin até 2100.

Temperaturas mais altas, maiores perdas

Embora o desempenho dos módulos solares caia em todos os lugares, as áreas mais afetadas seriam no sul dos Estados Unidos, sul da África e Ásia Central, de acordo com o estudo.

"Projetamos reduções médias na produção anual de energia de 15 kWh por kWp [de capacidade do sistema solar], com reduções de até 50 kWh por kWp em algumas áreas", escreveram os pesquisadores.

Os autores do relatório disseram que novos materiais e novas arquiteturas de painéis podem levar à criação de painéis com maior resistência a altas temperaturas. "Por exemplo, materiais com um intervalo de banda mais alto, como telureto de cádmio, têm uma queda muito menor na eficiência", afirmou o documento.

Outro relatório publicado recentemente afirma que apenas um sistema de energia baseado inteiramente na geração de zero carbono poderia ajudar a manter as temperaturas globais subindo abaixo de 1,5 graus Celsius e, assim, evitar uma catástrofe climática.

Em uma entrevista recente à revista PV, Christian Breyer - professor de economia solar da Universidade de Tecnologia Lappeenranta, na Finlândia - explicou como um modelo 100% renovável não é apenas tecnicamente viável, mas também a opção mais barata e segura para combater as mudanças climáticas .

Agrovoltaica é boa para agricultura e eficiência de painéis

Uma equipe de pesquisa dos EUA UU. Ele descobriu que os locais mais eficientes para a combinação de agricultura e energia solar incluem a América Ocidental, o sul da África e o Oriente Médio. Os pesquisadores também afirmam que terras agrícolas, prados e áreas úmidas são os melhores ambientes para projetos fotovoltaicos ligados à agricultura. As condições corretas para essas culturas são ideais para melhorar a eficiência dos painéis.

Imagem: Bru-No, pixabay

A combinação de geração de energia solar e agricultura oferece não apenas uma solução para encontrar superfícies para projetos fotovoltaicos em países como a Holanda ou o Japão, onde o consumo de terra está se tornando um problema, mas também pode melhorar alguns tipos atividades agrícolas, além de oferecer melhor eficiência energética de usinas solares.

Essa foi a conclusão de um estudo realizado por pesquisadores da Oregon State University, nos EUA. UU., Publicado na Nature.

Os autores do estudo afirmam que as regiões mais adequadas para projetos “agrovoltaicos” estão na América Ocidental, no sul da África e no Oriente Médio. Eles chegaram a essa conclusão aplicando um modelo para a eficiência do painel solar que inclui a influência dos microclimas. O modelo foi aplicado a conjuntos de dados globais de microclima.

O modelo também permitiu que os cientistas identificassem os três melhores tipos de terra para o potencial da agrovoltaica como terras agrícolas, prados e áreas úmidas. Esses ambientes também oferecem as melhores condições para melhorar o desempenho dos módulos solares, como altos níveis de sol, ventos fracos, temperaturas moderadas e baixa umidade.

"Essas são as mesmas condições que são melhores para as culturas agrícolas e a vegetação mostrou-se mais eficiente no uso da água disponível em condições mésicas [moderadamente regadas] onde a demanda por evaporação atmosférica é equilibrada pelo suprimento de chuvas" , afirmam no documento.

Benefícios mútuos

Segundo eles, além disso, a energia fotovoltaica não é o único beneficiário da localização conjunta de projetos solares e atividades agrícolas. "As colheitas podem ser feitas na sombra intermitente projetada por painéis fotovoltaicos em sistemas agrovolta", diz o estudo. "A sombra não diminui necessariamente a produção agrícola".

O estudo também foi baseado em dados de produção de energia de testes de campo conduzidos pela fabricante americana de carros elétricos Tesla em cinco locais de agrovolta no Oregon. Os cientistas descobriram que o aloe vera, tomate, milho de biogás, gramíneas e alface foram cultivados com sucesso nessas experiências.

“Algumas variedades de alface produzem rendimentos mais altos na sombra do que sob a luz do sol; outras variedades produzem essencialmente o mesmo rendimento sob um céu aberto e sob painéis fotovoltaicos ”, disseram os pesquisadores, acrescentando que os painéis fotovoltaicos semitransparentes podem abrir novas oportunidades de produção agrícola.

"Se menos de 1% das terras agrícolas fossem convertidas em painéis solares, seria suficiente para atender à demanda global de eletricidade", disseram os cientistas.

Os preços dos sistemas fotovoltaicos caíram 8% no Brasil no primeiro semestre do ano

A capacidade instalada cumulativa de instalações fotovoltaicas de até 5 MW de energia atingiu 958 MW no Brasil, segundo a consultoria Greener. Cerca de um terço dessa capacidade foi instalada no primeiro semestre deste ano. A maioria dos projetos de geração distribuída está sendo realizada com módulos PERC e meia célula.

Segundo relatório elaborado pela consultora brasileira Greener, os preços dos projetos fotovoltaicos no telhado e outros projetos fotovoltaicos de geração distribuída continuam em queda no Brasil.

Na primeira metade do ano, a capacidade total implantada de projetos fotovoltaicos de até 5 MW de tamanho foi de 366,2 MW. Isso foi suficiente para elevar a energia instalada cumulativa da geração de energia solar distribuída (DG) para 954,6 MW no final de junho, que quase igualou os 393,5 MW de capacidade solar em pequena escala adicionados ao longo do ano passado .

Os estados com maior potência instalada continuam sendo Minas Gerais, Rio Grande do Sul e São Paulo.

As importações de módulos e investidores continuam crescendo

O relatório também indica que 1.267 MW de painéis fotovoltaicos foram enviados ao Brasil no primeiro semestre, um aumento de 24% em relação ao volume que chegou no mesmo período do ano passado. Segundo o relatório, as importações trimestrais foram muito mais evidentes no segundo trimestre, quando atingiram cerca de 762 MW.

Os módulos policristalinos ainda representam 69% das importações de painéis, seguidos pelos módulos policristalinos PERC, com uma participação de 14%, e os módulos mono e mono padrão PERC padrão, com cotas de 11% e 6%, respectivamente.

Greener também relata um crescimento de 154% nas importações dos investidores, de 412 MW no primeiro semestre do ano passado para 1.069 MW no mesmo período de 2019. Analistas afirmaram que o aumento acentuado deveu-se principalmente ao segmento de a geração distribuída, na qual, no ano passado, foram enviados mais dispositivos produzidos no Brasil.

Os preços continuam caindo

O relatório acrescenta que a redução de custos no segmento de geração distribuída permaneceu constante, pois os preços médios caíram mais 8,9% durante o primeiro semestre.

O preço médio do projeto de 4 kW, por exemplo, caiu de BRL 5,23 (US$ 1,30) /Wp em janeiro para BRL 5/Wp em junho. Desse valor, BRL 1,89/Wp corresponde ao preço do sistema solar e o restante BRL 3,11 é representado pelos custos de instalação.

Para um sistema de 50 kW, o preço caiu de BRL 4,05/Wp para BRL 3,66, enquanto para uma instalação de 1 MW, a conta foi reduzida de BRL 3,62/Wp para BRL 3,26.

O governo brasileiro está apoiando a geração distribuída por meio do Contrato 16/15 (Contrato ICMS 16/2015), que isenta os proprietários de sistemas solares com capacidade de geração de até 1 MW para pagar o imposto estadual sobre as vendas de ICMS sob o regime de medição líquida, que é aberto a projetos de não mais de 5 MW.

O regulador nacional de eletricidade, ANEEL, pretende instalar 886,7 23 sistemas solares sob as regras de medição líquida até 2024.

China doa 3.000 painéis solares para eletrificação rural à Colômbia

Durante a Visita de Estado do Presidente da Colômbia ao país asiático, ocorreu a entrega de 3.000 painéis solares para uso doméstico, no valor de US $ 1,5 milhão, que beneficiará 1.500 famílias de Catatumbo, Pacífico e La Guajira.

Uma instalação rural de autoconsumo em Fonseca, Colômbia.

Foto: Ministério de Energia e Minas da Colômbia

A ministra de Minas e Energia, Maria Fernanda Suárez, formalizou na semana passada em Pequim (China) a entrega pelo governo chinês de 3.000 painéis solares para uso doméstico no país, que beneficiarão famílias de Catatumbo, Pacífico colombiano e La Guajira.

“Em termos de painéis, recebemos uma doação do governo chinês de 3.000 painéis solares. Serão 1.500 casas na Colômbia que, graças a essa doação, poderão ter energia”, afirmou a ministra María Fernanda Suárez, após formalizar a doação.

Ele acrescentou que "isso faz parte da meta da Equity, que o presidente Duque quer, e que a energia chegue às 500.000 famílias que na Colômbia não têm".

Segundo o Ministério de Energia e Minas, os painéis solares chegarão à Colômbia no final de 2019 e serão instalados em 2020.

Finalmente, o ministro disse que várias empresas chinesas estão interessadas em participar dos próximos leilões de energia renovável. O primeiro será no próximo mês de outubro.

Ministério da Energia da Colômbia lança chamada para instalar painéis solares em seus edifícios

No total, a entidade instalará 350 painéis solares em seus dois escritórios na capital do país, com os quais se espera gerar 176.328 quilowatts-hora no primeiro ano de operação, o que permitirá uma economia mínima de US$ 53 milhões de pesos (16 mil dólares) ) anual.

O Fundo de Energia Não Convencional e Gerenciamento Eficiente de Energia da FENOGE abriu oficialmente o edital através do qual busca contratar a instalação de dois sistemas fotovoltaicos interconectados à rede para a sede principal do Ministério de Minas e Energia localizado no Centro Administrativo Nacional CAN, e o arquivo principal localizado na corrida 50 com a 26ª rua em Bogotá.

Com esse processo, 306 painéis solares serão instalados no telhado da sede principal, o que deverá gerar aproximadamente 148.957 kWh de energia durante seu primeiro ano de operação, que substituirá aproximadamente 25,8% da demanda total de energia de o edifício e obter economias para a entidade de US$ 53 milhões de pesos anualmente (cerca de US$ 16.000).

Por outro lado, a sede do Arquivo Principal terá 44 painéis solares no telhado, com os quais se espera gerar aproximadamente 21.371 kWh durante o primeiro ano de operação, alcançando uma redução de 29,2% na demanda total de energia elétrica de as instalações.

O projeto terá um investimento próximo a US$ 520 milhões de pesos (156 mil dólares). Os termos e condições da chamada, que serão encerrados em 12 de agosto de 2019, estarão disponíveis no site do Sistema de Compras Governamentais Eletrônicas - SECOP I da Colômbia Compra Eficiente, www.contratos.gov.co, sob o número do processo IA-002-2019-FENOGE.

Calor e energia fotovoltaica: quando o sol não é apenas aliado, mas inimigo

É inverno na América do Sul e verão na Europa. As ondas de calor estão se tornando mais longas e mais frequentes, e é comum que o verão atinja 40 graus por dia em áreas com maior radiação solar. O calor é um grande inimigo da energia fotovoltaica, mas existem soluções possíveis. A revista pv conversou com Asier Ukar, diretor geral e consultor sênior da sede espanhola da PI Berlin, inaugurada recentemente.

Foto: Eon

PV magazine: Como o calor afeta o desempenho das instalações?

Asier Ukar: O calor é um grande inimigo da energia fotovoltaica. Praticamente todos os componentes de uma usina fotovoltaica sofrem em maior ou menor grau com altas temperaturas. Os módulos são certamente o componente em que essa circunstância é mais claramente refletida, com perdas que excedem em muito 15% em áreas especialmente quentes. Caso alguém esteja interessado em explicações físicas, uma explicação muito simples e simplificada seria que os elétrons se elevam à medida que a temperatura aumenta. Quanto mais eles se afastam do átomo, menos energia eles podem transportar, uma vez que a energia transportável é determinada pela diferença de energia entre um nível específico e o anterior.

Os investidores, por outro lado, sofrem com o calor, pois são equipamentos semicondutores e, para proteger os componentes mais sensíveis, reduzam a energia de entrada do ponto de potência máxima (MPP). Outros componentes, como transformadores a seco ou cabos, também têm consequências negativas associadas, no primeiro caso, por exemplo, devido à degradação do isolamento e no segundo, devido ao aumento das perdas de condução devido ao aumento da resistência elétrica.

A que temperatura o desempenho do módulo diminui?

As perdas de temperatura em um módulo fotovoltaico são dadas a 25 ° C de temperatura da célula. Ou seja, embora não seja um dia particularmente quente, os módulos sofrem perdas que os fazem trabalhar com uma potência menor que a nominal. A partir dos 25 ° C mencionados, o aumento de cada grau de temperatura implica em um módulo cristalino uma perda de aproximadamente -0,4% da potência nominal. Um dia ensolarado de julho na cidade espanhola de Córdoba, por exemplo, com uma temperatura ambiente de 43 ° C gera uma temperatura de célula em torno de 63 ° C, se adicionarmos que os módulos foram instalados em seu dia em seguidores de dois eixos e que no dia em questão o vento não sopra, podemos plantar a uma temperatura próxima a 70 ° C.

Ponto quente gerado pelo sombreamento / Foto: PI Berlin

Existe mais alguma tecnologia "adequada" para aquecimento? 

Dentro do silício cristalino, a grande maioria dos módulos tem um comportamento térmico muito semelhante, as exceções são representadas por fabricantes como Panasonic, LG ou Sunpower com perdas nominais de energia por grau Kelvin abaixo de -0,3% em vez de -0 , 4% mencionados acima. Essa melhoria é refletida naturalmente no preço. No mundo da camada fina, a tecnologia baseada em cádmio e cádmio também apresenta bom desempenho em altas temperaturas.

Também é importante ter em mente que, dentro da mesma tecnologia, existem variações significativas nos coeficientes de temperatura. Tomando por exemplo fabricantes de módulos cristalinos, é fácil observar valores entre -0,38% / K e -0,41% / K. Essa diferença em condições quentes como as que estamos enfrentando hoje em dia pode representar um desvio de quase 5Wp na potência operacional de cada módulo instalado. Se para uma usina de 100 MWp escolhemos um módulo com um coeficiente de -0,38% / K em vez de -0,41% / K, estaríamos falando de cerca de 1 MWp de energia adicional em horas muito quentes. Portanto, é importante escolher módulos com bons coeficientes de temperatura e medi-los adequadamente. Nos nossos laboratórios em Berlim e na China, geralmente encontramos diferenças de 10% em relação às nossas medições e aos valores indicados pelo fabricante em sua folha de dados. Parece pouco, mas ao calcular o LCOE de 25 anos em locais quentes, a diferença não é tão pequena.

Ponto quente gerado por dano mecânico na célula / Foto: PI Berlin

E investidores, quando são afetados?

O inversor gera calor quando converte a corrente contínua em corrente alternada, e esse calor é adicionado à temperatura ambiente da cabine na qual o inversor está instalado. O inversor evacua o calor através de ventiladores ou dissipadores de calor, mantendo a temperatura abaixo de um determinado nível, impedindo a degradação dos componentes mais delicados. Caso contrário, podem ocorrer danos, por exemplo, no material isolante ou fadiga térmica nas soldas e condensadores. Para reduzir a temperatura de operação, o inversor entrará em "redução", convertendo menos energia de corrente direta em corrente alternada. A maioria dos inversores entra em "desclassificação" quando as temperaturas atingem cerca de 45 ou 50 ° C.

A temperatura externa não corresponde necessariamente à temperatura dos módulos diretamente expostos à radiação solar. Que diferenças podem ser observadas?

O calor na célula é produzido, por um lado, devido ao efeito da temperatura ambiente e, por outro, pelo calor liberado durante a geração de energia resultante do efeito fotoelétrico. Em outras palavras, um módulo através do qual 8 ampères flui será mais quente que outro através do qual 5 flui, independentemente da temperatura ambiente. Este último efeito, a propósito, é o que faz com que os módulos bifaciais tenham um comportamento térmico pior do que os módulos monofaciais. Ambos os efeitos são modelados com coeficientes que variam dependendo de como os módulos foram instalados, seja no telhado, no solo, em rastreadores ou em coberturas. Enquanto o sol está brilhando, os módulos sempre exibem uma temperatura mais alta que a temperatura ambiente, com diferenças acima de 25 ° C em determinados momentos do dia.

Não é conveniente esquecer o efeito do vento, que favorece a dissipação de calor através da ventilação natural. Surpreendente ao ver como em usinas fotovoltaicas especialmente grandes e com alguma ondulação do solo que causa diferentes fluxos de ar, o PR de uma área para outra varia claramente de acordo com a ventilação dos módulos.

Pode ou deve ser feito algo para combater esses efeitos?

Nas instalações fotovoltaicas instaladas no chão, há pouco a fazer. Existem tipos de vegetação plana que contribuem para aumentar o albedo e, assim, reduzir a temperatura no primeiro metro acima do solo, mas uma extensa implementação dessa medida ainda não foi realizada, portanto, não temos dados empíricos. No telhado, você pode optar por usar cores claras nos telhados e levantar os módulos a alguns centímetros da superfície do telhado. Sem dúvida, o mais importante é que a parte traseira do módulo seja o mais ventilada possível. Nesta linha, foram introduzidos recentemente protótipos que incorporam um trocador de calor de alumínio na parte traseira do módulo, o que teoricamente favorece a evacuação de calor.

Tintas ClearVue fornecimento de módulo de tira solar lidar com BeyondPV

A ClearVue, uma produtora de vidro solar com sede na Austrália Ocidental, assinou um acordo com a BeyondPV, fabricante de módulos solares taiwaneses de filme fino, para montar uma linha de produção dedicada a módulos de tiras solares em sua unidade de produção na cidade de Tainan.

O átrio de vidro ClearVue no shopping center Warwick Grove, construído a partir de painéis solares fotovoltaicos geradores de energia transparentes. Imagem: Centros de vizinhança e tecnologias ClearVue

A ClearVue assinou um memorando de entendimento com o fabricante taiuanês BeyondPV para projetar, fabricar e fornecer módulos de tiras solares PV para uso em suas unidades de vidro isolado (IGUs), janelas e fachadas inteligentes.

Pelo acordo, a BeyondPV investirá cerca de US$ 3,5 milhões para estabelecer uma linha de produção dedicada à produção de módulos solares fotovoltaicos. A fábrica de Tainan também realizará atividades de pesquisa e desenvolvimento para melhorar os produtos e a tecnologia da ClearVue durante o período de fornecimento e ambas as empresas trabalharão juntas para maximizar as remessas de tiras solares para a ClearVue e seus licenciados.

A meta dos volumes de embarque em 2020 deve ser maior que 200.000 tiras. O MoU representa “um avanço significativo” para a ClearVue, garantindo o fornecimento de um componente-chave das IGUs usadas em janelas solares.

As células da faixa solar são aplicadas em torno das bordas das IGUs, enquanto a camada intermédia de laminação entre o vidro utiliza nano patenteado da ClearVue e micro partículas incorporadas em uma camada intermediária de polivinil butiral, bem como seu revestimento seletivo espectral na superfície externa traseira.

O vidro permite que um notável 70% da luz visível passe por todas as camadas. Enquanto isso, 90% ou mais da luz ultravioleta e infravermelha é refletida da película espectralmente seletiva e espalhada pelas nanopartículas inorgânicas até as bordas do vidro, onde é coletada pelas células CIGS que produzem eletricidade.

“O investimento da BeyondPV em instalações de produção para a criação dos módulos de tiras solares ClearVue, um componente crítico no design e nos produtos da ClearVue IGU, é um testemunho maravilhoso do compromisso que a BeyondPV demonstrou no produto ClearVue e nossa visão de janelas inteligentes e geração inteligente de PV. fachadas ”, disse o presidente executivo da ClearVue, Victor Rosenberg.

O presidente da BeyondPV, Wei-Lun Lu, acrescentou: “Temos uma equipe dedicada de especialistas em energia solar líderes mundiais, que durante os últimos meses, enquanto trabalhavam com a ClearVue antes da assinatura deste MOU, conheceram a empresa, sua tecnologia e visão e estão a bordo para trabalhar com ClearVue para crescer juntos esta nova oportunidade significativa. ”

O acordo é o mais recente de uma série de marcos para o ClearVue. Em janeiro, a empresa de Perth completou sua primeira aplicação comercial - um átrio de vidro que gera energia na entrada de um shopping center em Perth. Os painéis do átrio no Centro Comercial Warwick Grove dos Centros de Vizinhança carregam uma bateria que alimenta a iluminação da estrutura, a sinalização externa e uma tela no interior do centro que fornece informações sobre energia gerada, economia de energia e compensações de carbono.

No ano passado, a ClearVue assinou um acordo com a yStop, sediada em Perth, para integrar seus painéis fotovoltaicos transparentes às placas de rua iluminadas e às estruturas de parada de ônibus da yStop.