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A instalação de sistemas solares fotovoltaicos flutuantes (FPV) em apenas 1% da superfície dos reservatórios hidrelétricos brasileiros poderia adicionar até 38 gigawatts (GW) de capacidade à matriz elétrica nacional. Esse volume é apenas uma fração do potencial teórico para esta modalidade nono país, cujas estimativas apontam de 2,2 TW a 3,8 TW.
A projeção faz parte de estudo inédito da PSR, intitulado “Accelerating the Brazilian Energy Transition – Solar-Hydro Synergy: An Iconic Renewable Study”, que analisa o potencial técnico, econômico, regulatório e ambiental da integração dessa modalidade desses sistemas a usinas hidrelétricas no país.
De acordo com a PSR, do ponto de vista econômico, os projetos de FPV mostram-se viáveis, especialmente em cenários com preços elevados de energia no mercado de curto prazo. O potencial econômico varia entre 17 GW, em um cenário de preços fixos, e 24 GW, quando se considera a média histórica dos preços spot de eletricidade no Brasil.
Do lado ambiental, o estudo aponta que os sistemas flutuantes podem reduzir a evaporação da água entre 30% e 50%, dependendo da área coberta do reservatório, contribuindo com a conservação de água para a geração hidrelétrica, embora o ganho direto de produção de eletricidade com a água economizada seja modesto.
Outra conclusão desse estudo é de que a operação híbrida entre sistemas solares flutuantes e usinas hidrelétricas também traz sinergias importantes, como perfis de geração complementares e uso compartilhado da infraestrutura de escoamento, o que pode reduzir custos de conexão e facilitar a integração das fontes. Uma questão destacada é o compartilhamento de infraestrutura já existente e uma forma de o país avançar na transição energética com eficiência e sustentabilidade.
De acordo com a PSR, o Custo Nivelado de Energia (LCOE, na sigla em inglês) de um sistema solar flutuante (R$ 374/MWh) ainda é superior ao de um sistema solar terrestre (R$ 343/MWh), principalmente devido ao maior valor de investimento inicial. No entanto, fatores operacionais e ambientais podem compensar essa diferença, especialmente em locais com restrições de uso do solo.
Fatores como CAPEX e taxas de juros têm um impacto significativo no LCOE, com variações nesses elementos afetando notavelmente os custos do projeto. Embora a energia solar flutuante possa apresentar vantagens como maior eficiência devido às temperaturas mais baixas dos módulos e custos de transmissão reduzidos, a consultoria diz que esses benefícios não compensam totalmente os custos iniciais mais elevados.
Apesar do alto potencial, a adoção da tecnologia enfrenta desafios. O estudo destaca obstáculos como o risco de cortes na geração – curtailment – por limitações na rede de transmissão, restrições operacionais das hidrelétricas e a necessidade de fontes flexíveis em períodos de baixa demanda.
Há também aspectos regulatórios e ambientais que precisam ser equacionados, como os riscos de eutrofização e impactos sobre a fauna aquática. Ainda assim, destaca a consultoria, esses desafios podem ser mitigados com boas práticas, como o monitoramento ambiental contínuo e a escolha de áreas com boa circulação de água.
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