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METODOLOGIA PARA ESTUDO DE IMPLANTAÇÃO DE UMA

USINA HELIOTÉRMICA DE RECEPTOR CENTRAL NO BRASIL

Cássio Mauri de Oliveira Filho

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador: Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.

Coorientador: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.

Rio de Janeiro

Agosto de 2014

ii

METODOLOGIA PARA ESTUDO DE IMPLANTAÇÃO DE UMA

USINA HELIOTÉRMICA DE RECEPTOR CENTRAL NO BRASIL


PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO

CURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE

ENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinada por:

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

AGOSTO DE 2014

iii

Oliveira Filho, Cássio Mauri de

Metodologia para Estudo de Implantação de uma Usina

Heliotérmica de Receptor Central no Brasil / Cássio Mauri

de Oliveira Filho. – Rio de Janeiro: UFRJ / Escola

Politécnica, 2014.

XIII 87 p.: il.; 29,7 cm

Orientador: Jorge Luiz do Nascimento, Dr. Eng.

Coorientador: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.

Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /

Curso de Engenharia Elétrica, 2014.

Referências Bibliográficas: p. 84-87

1. Fontes Renováveis de Energia. 2. Energia Solar

Térmica Concentrada. 3. Planta Heliotérmica no Brasil. I.

Nascimento, Jorge Luiz do. II. Universidade Federal do

Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia

Elétrica. III. Título.

iv

“Todas as vitórias ocultam uma abdicação”.

Simone de Beauvoir

v

Agradecimentos

Primeiramente a Deus por me permitir alcançar este sonho e por indicar os meios

para esta realização.

Agradeço em especial aos meus pais Cassio Mauri de Oliveira e Ana Candida de

Oliveira, e à minha irmã Cassiane Cândido de Oliveira, pelo amor e apoio incondicional

durante toda a caminhada.

À minha namorada Sandrine Miranda, pelo amor e companheirismo que me

fizeram acreditar nessa conquista.

À toda minha família, que torceu pelo meu sucesso em concluir o curso de

Engenharia Elétrica.

Aos meus amigos Diego e Sthenio, que me acompanharam durante esses anos na

UFRJ e aos demais amigos que me ajudaram direta ou indiretamente.

Aos professores Jorge Luiz e Walter Issamu por acreditarem no sucesso deste

trabalho e aos demais professores que contribuíram com minha formação.

À UFRJ por todo conhecimento, experiências e aprendizados adquiridos durante a

graduação que me fazem concluir esta trajetória com êxito e que levarei por toda minha

vida.

vi

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

METODOLOGIA PARA ESTUDO DE IMPLANTAÇÃO DE UMA USINA

HELIOTÉRMICA DE RECEPTOR CENTRAL NO BRASIL


Agosto/2014

Orientador: Jorge Luiz do Nascimento

Curso: Engenharia Elétrica

A crescente demanda energética mundial, em consonância com os impactos

ambientais causados por uma matriz energética carbono intensiva, estão provocando

uma mudança na forma de gerar energia elétrica. Ainda com a predominância do uso de

combustíveis fósseis, novas fontes alternativas e renováveis estão sendo inseridas na

matriz elétrica mundial. Uma dessas alternativas é a geração heliotérmica, que junta os

benefícios de aproveitar o potencial energético solar com a já dominada tecnologia de

conversão da energia térmica em elétrica. A geração heliotérmica está crescendo em

todo o mundo desde os anos 2000, porém, por ainda ser uma tecnologia de alto custo e

por não haver políticas de incentivo, no Brasil ainda não há nenhuma planta deste tipo.

Assim, o objetivo desta monografia é apresentar uma metodologia de estudo para a

implantação de uma usina heliotérmica de receptor central no Brasil, comparando os

custos e desempenho de plantas em várias localidades do país.

Palavras-chave: Impactos ambientais, fontes alternativas, geração heliotérmica.

vii

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI / UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Electrical Engineer.

METHODOLOGY FOR THE STUDY OF IMPLEMENTATION OF A SOLAR

THERMAL PLANT WITH CENTRAL RECEIVER IN BRAZIL


August/2014

Advisor: Jorge Luiz do Nascimento

Course: Electrical Engineering

The growing global energy demand, in conjunction with the environmental

impacts caused by carbon intensive energy sources are changing the way of electricity

generation. Even with a predominant use of fossil fuels, new alternatives are being

inserted in the global energy market. One such alternative is solar thermal energy,

which brings together the benefits of using the solar energy potential with the

technology of converting thermal energy into electrical one. Solar thermal plants are

growing throughout the world since the 2000s, however, because of the high cost and

the lack of incentive policies, in Brazil there is still no plant of this kind. Therefore, the

aim of this study is to present a methodology of study for installing a solar thermal

central receiver plant in Brazil, comparing the costs and performance of plants in

several locations around the country.

Keywords: Environmental impacts, alternative sources, solar thermal energy.

viii

SUMÁRIO

Lista de Figuras ................................................................................................................ x

Lista de Tabelas ............................................................................................................. xiii

1 Introdução ................................................................................................................. 1

1.1 Motivação ......................................................................................................... 6

1.2 Objetivo ............................................................................................................ 8

1.3 Metodologia ...................................................................................................... 8

1.4 Estrutura do Trabalho ....................................................................................... 9

2 Energia Solar Térmica Concentrada ....................................................................... 11

2.1 Energia do Sol ................................................................................................ 11

2.2 Histórico da Concentração Solar .................................................................... 14

2.3 Tecnologias CSP ............................................................................................ 18

2.3.1 Cilindro Parabólico ................................................................................... 19

2.3.2 Torre Solar ................................................................................................ 21

2.3.3 Linear Fresnel ........................................................................................... 23

2.3.4 Prato Parabólico ........................................................................................ 24

3 Cenário Atual de CSP no Mundo ........................................................................... 26

3.1 Plantas em Operação ...................................................................................... 28

3.2 Plantas em Construção ................................................................................... 40

3.3 Plantas em Desenvolvimento.......................................................................... 45

4 Estudo de Caso ....................................................................................................... 48

4.1 Procedimento Metodológico........................................................................... 48

4.2 Software de Simulação - SAM ....................................................................... 48

4.3 Escolha da Tecnologia CSP ............................................................................ 53

4.3.1 Torre Solar ................................................................................................ 53

4.3.2 Campo de Helióstatos ............................................................................... 54

4.3.3 Torre e Receptor ....................................................................................... 59

4.3.4 Bloco de Potência ..................................................................................... 60

4.3.4.1 Ciclo de Rankine ............................................................................... 60

4.3.5 Armazenamento de Energia...................................................................... 62

ix

4.4 Localidade e Recurso Solar ............................................................................ 63

4.5 Simulações ...................................................................................................... 67

4.5.1 Caso de Bom Jesus da Lapa ..................................................................... 67

4.5.1.1 Parâmetros de Entrada ....................................................................... 67

4.5.1.1.1 Dados Climáticos e Irradiação de Projeto ..................................... 67

4.5.1.1.2 Helióstatos, Torre e Receptor ....................................................... 69

4.5.1.1.3 Múltiplo Solar ............................................................................... 69

4.5.1.1.4 Potência da Planta ......................................................................... 71

4.5.1.1.5 Modelo Financeiro ........................................................................ 71

4.5.1.1.6 Custos dos Componentes .............................................................. 73

4.5.1.2 Parâmetros de saída ........................................................................... 74

4.5.1.2.1 Custo Nivelado de Energia Elétrica (LCOE) ................................ 74

4.5.1.2.2 Produção Anual e Fator de Capacidade ........................................ 75

4.5.1.3 Resultados em Bom Jesus da Lapa ................................................... 75

4.5.1.3.1 Planta Torre Solar Simples ........................................................... 77

4.5.1.3.2 Planta Torre Solar com Armazenamento ...................................... 77

4.6 Resultados ....................................................................................................... 77

5 Conclusão e sugestões para trabalhos futuros ........................................................ 82

Referências Bibliográficas .............................................................................................. 84

x

Lista de Figuras

Figura 1 – Emissões mundiais de gases de efeito estufa por gás ..................................... 1

Figura 2 – Participação de fontes renováveis na matriz energética .................................. 2

Figura 3 – Matriz elétrica do Brasil em 2013 ................................................................... 3

Figura 4 – Evolução da capacidade instalada da fonte eólica no Brasil ........................... 4

Figura 5 – Crescimento da capacidade instalada de geração heliotérmica no mundo ..... 6

Figura 6 – Plantas CSP instaladas e planejadas por país .................................................. 7

Figura 7 – Estrutura do Sol ............................................................................................. 11

Figura 8 – Movimento da Terra em torno do Sol e as estações no hemisfério Sul ........ 12

Figura 9 – Fornalha solar de Lavoisier, 1774 ................................................................. 14

Figura 10 – Refletor cônico truncado de Augustin Mouchot, 1872 ............................... 15

Figura 11 – Concentrador prato parabólico de Abel Pifre operando uma impressora,

1882 ................................................................................................................................ 15

Figura 12 – Concentrador cilindro parabólico de John Ericsson, 1883.......................... 16

Figura 13 – Coletor prato parabólico de Aubrey Eneas, 1901 ....................................... 16

Figura 14 – Planta de bombeamento de água do rio Nilo, 1913 .................................... 17

Figura 15 – Componentes da tecnologia CSP cilindro parabólico ................................. 20

Figura 16 – Planta Archimede na Itália, com tecnologia cilindro parabólico ................ 20

Figura 17 - Componentes da tecnologia CSP torre solar................................................ 21

Figura 18 – Planta Gemasolar na Espanha, com tecnologia torre solar ......................... 22

Figura 19 - Componentes da tecnologia CSP linear Fresnel .......................................... 23

Figura 20 – Planta Kimberlina nos EUA, com tecnologia linear Fresnel ...................... 24

Figura 21 - Componentes da tecnologia CSP prato parabólico ...................................... 25

Figura 22 – Planta Maricopa nos EUA, com tecnologia prato parabólico ..................... 25

Figura 23 – Mapa de projetos CSP ao redor do mundo.................................................. 26

Figura 24 – Planta CSP Solana ....................................................................................... 32

Figura 25 – Planta Genesis ............................................................................................. 33

Figura 26 – Planta CSP Shams 1 .................................................................................... 34

xi

Figura 27 – Construção das plantas SEGS VIII e IX ..................................................... 34

Figura 28 – Planta Martin Next Generation Solar Energy Center .................................. 35

Figura 29 – Planta Nevada Solar One ............................................................................ 36

Figura 30 – Vista aérea da planta Ivanpah ..................................................................... 36

Figura 31 – As três torres da planta Ivanpah, na fase de construção .............................. 37

Figura 32 – Planta Gemasolar ........................................................................................ 37

Figura 33 – Torre da planta PS20 ................................................................................... 38

Figura 34 – Planta PS10 ................................................................................................. 39

Figura 35 – Vista aérea das plantas PS10 e PS20........................................................... 39

Figura 36 – Planta Puerto Errado 2 ................................................................................ 40

Figura 37 – Planta MSP em construção.......................................................................... 43

Figura 38 – Torre da planta Crescent Dunes em construção .......................................... 44

Figura 39 – Construção da planta Dhursar ..................................................................... 45

Figura 40 – Planta TUNUR na Tunísia que despachará energia para a Europa ............. 47

Figura 41 – Modelo de pirâmide .................................................................................... 49

Figura 42 – Tela de abertura do SAM ............................................................................ 50

Figura 43 – Estrutura do SAM ....................................................................................... 51

Figura 44 – Página inicial do SAM para escolha da tecnologia ..................................... 52

Figura 45 – Helióstato modelo ASUP 140 ..................................................................... 54

Figura 46 - Efeito cosseno em planta torre solar ............................................................ 55

Figura 47 - Razão entre absorção solar e ângulo de incidência da radiação .................. 56

Figura 48 - Desfocagem do helióstato, com a imagem refletida real maior que a ideal 57

Figura 49 - Perdas por sombreamento e bloqueio .......................................................... 57

Figura 50 – Receptor de cavidade (à esquerda) e externo (à direita) ............................. 59

Figura 51 – Ciclo de Rankine ......................................................................................... 61

Figura 52 – Funcionamento de uma planta CSP de receptor central com vapor direto . 62

Figura 53 - Funcionamento de uma planta CSP de receptor central com sal fundido ... 63

Figura 54 - Irradiação Normal Direta (DNI) .................................................................. 64

Figura 55 - Irradiação Normal Direta acima de 2.000 kWh/m²/ano ............................... 64

xii

Figura 56 - Base de dados climáticos do Brasil ............................................................. 65

Figura 57 – Média mensal de DNI em Bom Jesus da Lapa ........................................... 69

Figura 58 – Gráfico para otimização do múltiplo solar em relação ao menor LCOE,

planta simples ................................................................................................................. 70

Figura 59 - Gráfico para otimização do múltiplo solar em relação ao menor LCOE,

planta com armazenamento ............................................................................................ 71

Figura 60 – Gráfico LCOE x Múltiplo solar para os oito municípios, planta simples ... 78

Figura 61 - Gráfico LCOE x Múltiplo solar para os oito municípios, planta com

armazenamento ............................................................................................................... 78

xiii

Lista de Tabelas

Tabela 1 – Capacidade instalada de plantas CSP por país, em MW .............................. 27

Tabela 2 – Plantas CSP em operação no mundo ............................................................ 29

Tabela 3 – Resumo da capacidade instalada e quantidade de plantas em operação no

mundo ............................................................................................................................. 32

Tabela 4 – Plantas CSP em construção no mundo ......................................................... 41

Tabela 5 - Resumo da capacidade instalada e quantidade de plantas em construção no

mundo ............................................................................................................................. 42

Tabela 6 – Plantas CSP em desenvolvimento no mundo ............................................... 45

Tabela 7 - Resumo da capacidade instalada e quantidade de plantas em desenvolvimento

no mundo ........................................................................................................................ 46

Tabela 8 – Softwares separados por funcionalidade ...................................................... 49

Tabela 9 - Dados meteorológicos detalhados para 20 cidades brasileiras ...................... 66

Tabela 10 - Informações da localização e dados climáticos de Bom Jesus da Lapa ...... 68

Tabela 11 - Parâmetros financeiros de entrada ............................................................... 72

Tabela 12 – Parâmetros de entrada do modelo de desempenho ..................................... 75

Tabela 13 - Parâmetros de entrada do modelo financeiro .............................................. 76

Tabela 14 – Resultado da simulação da planta simples.................................................. 77

Tabela 15 - Resultado da simulação da planta com armazenamento ............................. 77

Tabela 16 – Resultados obtidos para os oito municípios simulados .............................. 79

Tabela 17 – Quadro comparativo entre uma planta torre solar em Daggett e em Bom

Jesus da Lapa .................................................................................................................. 81

1

1 Introdução

O cenário energético mundial, predominantemente baseado em fontes não

renováveis está passando por um período de transição. Isso se deve às mudanças

climáticas que vêm sendo observadas ao longo dos anos, com influência da ação

humana, principalmente pela queima de combustíveis fósseis. Atualmente, a tendência

mundial está na busca por novas fontes de energia que possam atender o acelerado

crescimento da demanda, de forma não poluente e sustentável.

As fontes não renováveis, comumente chamadas de convencionais devido à larga

utilização, são aquelas que dependem de processos em escala de tempo geológica para

se tornarem disponíveis, como é o caso dos combustíveis fósseis (carvão mineral,

petróleo e gás natural) e dos combustíveis nucleares, como o urânio. Essas fontes se

encontram na natureza em quantidades limitadas e podem se extinguir com a utilização.

Além disso, seu uso é responsável por danos ao meio ambiente e à sociedade, sendo o

mais grave deles o denominado efeito estufa, resultante do atual sistema energético

baseado na queima de combustíveis fósseis [1]. As instalações que utilizam esses

combustíveis produzem não só energia como também grandes quantidades de gases

responsáveis pelo efeito estufa (GEE), como o dióxido de carbono (CO2), o metano

(CH4), o óxido nitroso (N2O), perfluorcarbonetos (PFCs), clorofluorcarbonetos (CFCs),

hidrofluorcarbonetos (HFCs) e o hexafluoreto de enxofre (SF6). A Figura 1 apresenta o

percentual de cada gás de efeito estufa do total emitido no mundo em 2007.

Figura 1 – Emissões mundiais de gases de efeito estufa por gás [1]

2

Segundo [2], a aceleração das mudanças climáticas e ambientais é decorrente,

principalmente, do aumento da demanda e consumo de energia, resultante do progresso

tecnológico e avanço no desenvolvimento socioeconômico humano, e da matriz

energética predominantemente não renovável, como pode ser visto na Figura 2. Esse

aumento, em conjunto com a possibilidade de redução da oferta de combustíveis

convencionais num futuro próximo e a crescente preocupação com a preservação do

meio ambiente, impulsiona cada vez mais a pesquisa e desenvolvimento de fontes

alternativas de energia, menos poluentes, renováveis e que produzam menos impactos

ambientais. O desafio é de transformar o sistema energético mundial, tornando-o mais

sustentável e ambientalmente correto do que o atual.

Figura 2 – Participação de fontes renováveis na matriz energética [3]

A transição para um sistema de energia renovável requer uma enorme mobilização

de recursos tecnológicos e econômicos, e isso está começando a acontecer. De acordo

com o U. S. Department of Energy, em 2011, pela primeira vez na história o

investimento mundial na capacidade de geração de eletricidade por fontes renováveis

excedeu o investimento mundial em sistemas convencionais [2].

Em se tratando de energia elétrica, no Brasil, a principal fonte para a geração é a

hidráulica, como pode ser visto na Figura 3, que apresenta a matriz elétrica brasileira.

Apesar de ser considerada uma fonte renovável e limpa, as usinas hidroelétricas

produzem consideráveis impactos ambientais devido às grandes áreas inundadas dos

reservatórios. Essas inundações deslocam populações ribeirinhas e causam impactos na

fauna e flora. Além disso, estudos mostram que os GEE, principalmente o metano

3

(CH4), são emitidos para a atmosfera em consequência de processos de degradação

anaeróbica da matéria orgânica nas áreas alagadas [4]. Outro impacto dos reservatórios

das usinas hidrelétricas é no regime de chuvas e no microclima. Segundo [5], as áreas

alagadas podem modificar os regimes das precipitações, os ventos, os níveis de

temperatura e umidade relativa do ar, evaporação e radiação solar.

Figura 3 – Matriz elétrica do Brasil em 2013 [3]

Os impactos causados pelos grandes alagamentos das usinas hidrelétricas

desencadearam em maiores pressões ambientais sobre elas, em decorrência disso as

novas hidrelétricas em construção são usinas a fio d’água, ou seja, não possuem

reservatórios. O problema é que sem o armazenamento de água nos reservatórios, a

geração de eletricidade fica mais dependente da quantidade de chuvas e assim o sistema

hidráulico perde confiabilidade e a capacidade de geração fica limitada. Com isso é

comum a necessidade de recorrer às usinas termelétricas para complementar a geração

de eletricidade, já que no Brasil este tipo de usina é utilizado com este intuito.

Ao gerar energia com termelétricas, além do preço da energia aumentar, queima-

se mais combustível fóssil e consequentemente aumenta-se a emissão de GEE. Isso

mostra a necessidade de diversificar a matriz elétrica brasileira com fontes alternativas e

renováveis. Outra tecnologia já consolidada é a energia nuclear, que utiliza urânio

enriquecido como combustível em usinas termelétricas. Apesar de ser citada como

“limpa” por não provocar a emissão de gases de efeito estufa, é uma fonte não

renovável. A energia nuclear tem grande potencial de geração e é uma alternativa para

cobrir os déficits de energia e diversificar a matriz elétrica nacional. Contudo, esta

4

energia não é bem aceita pela sociedade civil, em razão de questionamentos sobre os

riscos associados e ao problema do armazenamento dos rejeitos radioativos gerados.

Dentre as fontes renováveis de energia elétrica, a energia eólica é a que vem

recebendo maior volume de investimento no Brasil devido ao Programa de Incentivo às

Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), coordenado pelo Ministério de

Minas e Energia. A capacitação tecnológica da indústria nacional e o custo decrescente

da eletricidade de origem eólica indicam que essa forma de geração poderá ocupar, em

médio prazo, um importante papel na matriz brasileira. A Figura 4 mostra o crescimento

da capacidade instalada da fonte eólica no Brasil. No entanto, boa parte do território

brasileiro não apresenta condições de vento adequadas para plantas eólicas [6].

Figura 4 – Evolução da capacidade instalada da fonte eólica no Brasil [7]

Por outro lado, o Brasil possui grande potencial para aproveitamento de energia

solar durante todo o ano, devido a sua maior parte estar localizada na região inter-

tropical. Além disso, o sol é a maior fonte de energia disponível na Terra, sendo boa

parte das energias que utilizamos oriundas da energia solar indiretamente. Seu uso

permite a redução do uso de combustíveis fósseis, redução de emissões de GEE,

geração de empregos qualificados e desenvolvimento tecnológico, vetores da

sustentabilidade ambiental, social e econômica. Com isso, chega-se à conclusão da

importância de se explorar essa grande fonte de energia no Brasil e no mundo. Segundo

[2], a fonte solar tende a ser um dos pilares do novo sistema energético mundial, devido

5

a grande quantidade e qualidade de energia proveniente da radiação solar que incide na

Terra a todo instante.

Apesar de no Brasil a exploração da energia solar ainda ser incipiente, o mercado

global dessa energia vem crescendo exponencialmente nos últimos anos. Várias

aplicações de energia solar tornaram-se viáveis economicamente pela expansão dos

mercados e pela consequente expansão das escalas de produção [6]. Atualmente, com as

aplicações tecnológicas disponíveis, existem duas formas de gerar energia elétrica a

partir da radiação solar, a fotovoltaica e a heliotérmica.

A energia fotovoltaica consiste na obtenção direta de eletricidade a partir da

energia solar, quando fótons provenientes da radiação solar incidem sobre um material

semicondutor, normalmente o silício, previamente purificado e dopado.

A outra forma de geração de energia elétrica pela radiação solar e objeto de estudo

neste trabalho, é a denominada geração heliotérmica, termo solar ou concentrated solar

power (CSP). Ela consiste basicamente na geração de eletricidade por meio da

conversão da energia solar em energia térmica, e posterior conversão desta última em

energia elétrica. Dessa forma, uma planta baseada nessa modalidade de geração

emprega em seus estágios finais as tecnologias já amplamente conhecidas e maduras

utilizadas nas centrais termelétricas. Sua peculiaridade está na forma e na eficiência de

conversão da radiação solar em energia térmica por meio de campos coletores

responsáveis pela concentração dos feixes solares e posterior transferência dessa energia

concentrada a um meio de propagação e acúmulo.

Para o Brasil, no que se refere à política energética, a geração termo solar é mais

uma entre as diversas opções que o país detém. Esta tecnologia ainda enfrenta algumas

restrições técnicas e econômicas para sua implementação no território nacional. Porém,

devido ao grande potencial solar do Brasil, com inúmeros locais possíveis para

instalação de uma planta CSP, é muito importante o estudo e desenvolvimento desta

tecnologia para sua futura aplicação em larga escala.

6

1.1 Motivação

Na busca de alternativas para aumentar a geração de eletricidade e reduzir os

impactos ambientais causados pelas fontes convencionais, o uso da energia solar na

geração heliotérmica está crescendo em todo o mundo. Esse crescimento pode ser visto

na Figura 5, que mostra o aumento da capacidade instalada de CSP (concentrated solar

power) no mundo até o ano 2012, quando haviam 2.550 MW instalados. Em 2013, foi

divulgado pelo SOLARPACES que a capacidade instalada de plantas CSP no mundo já

era de 9.450MW, sendo 40% de plantas em operação, 16% em construção e 44% em

desenvolvimento.

Figura 5 – Crescimento da capacidade instalada de geração heliotérmica no mundo [8]

Apesar do aumento exponencial de plantas heliotérmicas nos últimos anos, a

participação dessa tecnologia na matriz elétrica mundial ainda é discreta. Comparando-

se a potência instalada de plantas CSP com a capacidade de energia elétrica no mundo,

igual a 5.066,8 GW em 2010, segundo [9] conclui-se que as heliotérmicas representam

menos de 1% da matriz elétrica mundial.

A discreta participação da tecnologia CSP na matriz mundial se deve

principalmente ao custo elevado da mesma, se comparada às demais tecnologias

convencionais. Por outro lado, seu crescimento se justifica pelas vantagens das plantas

heliotérmicas, como a de utilizar a fonte energética gratuita do sol, permitir

armazenamento de energia na forma de calor, permitir a operação com sistema de

7

backup, aumentar a segurança energética e reduzir a emissão de GEE. Esta tecnologia

está sendo implantada em muitos países para geração de energia elétrica em larga

escala, como pode ser visto na Figura 6, sendo os principais deles os EUA e a Espanha.

Esses dois países detêm mais de 90% da potência instalada de geração CSP no mundo.

Figura 6 – Plantas CSP instaladas e planejadas por país [10]

No Brasil, a primeira iniciativa em direção à inserção da tecnologia CSP em

território nacional foi o acordo entre o Ministério de Minas e Energia e o CEPEL para

apoiar o desenvolvimento de uma planta-piloto de geração heliotérmica no nordeste do

país, conhecido como projeto Helioterm. Esta planta, de 1 MW e tecnologia cilindro

parabólico, está sendo implantada em Petrolina, PE, na primeira fase do projeto. Ela

servirá como uma plataforma de pesquisa e desenvolvimento em energia solar no

semiárido brasileiro. As etapas seguintes do projeto consistirão em acrescentar um

sistema de armazenamento de energia e desenvolver outras tecnologias como a torre

solar e a linear Fresnel [11].

Diante do panorama mundial da geração termo solar e com o primeiro passo para

a penetração desta tecnologia no Brasil, esta monografia busca apresentar uma

metodologia para estudo da implantação de uma usina CSP no país. Assim, será feito

uma avaliação do potencial de geração heliotérmica no Brasil, contribuindo com estudos

já realizados e incentivando estudos futuros, até que a geração termo solar em larga

escala esteja em operação no país.

8

1.2 Objetivo

O problema enfrentado pela matriz elétrica brasileira é o desbalanço devido à

grande dependência da energia hidráulica, que representa 70,6% da matriz. Apesar de

ser uma fonte renovável e a forma de geração elétrica mais barata no país, a energia

hidráulica apresenta um componente aleatório: a ocorrência de chuvas nas bacias que

abastecem os reservatórios. Além disso, a expansão do parque hidráulico sustentada

quase exclusivamente por usinas a fio d’água está tornando a dependência das chuvas

mais crítica, com expectativa de perda significativa da capacidade de regularização do

sistema elétrico. Com isso o despacho das usinas termelétricas tende a aumentar no país

para suprir o crescimento da demanda, com consequente aumento na emissão de gases

de efeito estufa e elevação no custo de geração.

Portanto é necessária uma maior diversificação na utilização de fontes renováveis

para atender o aumento da demanda. A fim de contribuir para a solução desse problema,

este trabalho fará um estudo sobre a energia termo solar no Brasil. O principal objetivo

é apresentar uma metodologia para estudo da implantação de uma usina heliotérmica de

receptor central no país. Para tanto, será feita uma análise comparativa de custos e

desempenho a partir de simulações de plantas em várias localidades do país com auxílio

do software SAM.

1.3 Metodologia

Este trabalho, com o objetivo de apresentar uma metodologia para estudo da

implantação de uma usina termo solar no Brasil, fará primeiramente uma abordagem

teórica a respeito da exploração da energia solar concentrada, das tecnologias existentes

e do atual cenário mundial da geração heliotérmica. Após o embasamento teórico, será

desenvolvido o estudo de viabilidade com auxílio do software SAM (System Adivor

Model), através de estudo de caso.

Além de o software estar sendo utilizado no Brasil para estudos da energia termo

solar, como em [12], [13], [14] e [15] justifica-se o uso do mesmo pela sua capacidade

9

de realizar análises de custos, desempenho e financiamento de sistemas elétricos

conectados à rede de forma simples e com uma plataforma amigável.

O estudo de viabilidade consistirá em avaliar o potencial do Brasil para

exploração da energia solar concentrada. Serão escolhidas as melhores localidades em

termos de radiação solar e em cada uma serão simuladas duas configurações de plantas

heliotérmicas:

Planta CSP torre solar sem sistema de armazenamento térmico (planta

simples)

Planta CSP torre solar com sistema de armazenamento de 7,5 horas

As plantas terão capacidade de 100MW e utilizarão sistema com vapor direto e sal

fundido, respectivamente.

Será simulado um cenário financeiro de forma a aproximar da realidade brasileira,

como em [15]. Os valores serão selecionados com base em estudos já realizados como

em [12] já que não há dados de custos dos componentes disponíveis no Brasil e nem

políticas de incentivo a esta tecnologia.

Diante dos resultados de custo da energia e de desempenho das plantas nas

diversas localidades, será feito a análise da viabilidade da implantação da usina CSP de

receptor central no Brasil.

1.4 Estrutura do Trabalho

Este trabalho está dividido em cinco capítulos, sendo o primeiro correspondente à

introdução, onde é apresentado o cenário energético mundial e do Brasil e mostrado a

necessidade da busca por fontes renováveis de energia. Também neste capítulo são

apresentados a motivação, o objetivo e a organização desta monografia.

No Capítulo 2 são desenvolvidos os fundamentos teóricos acerca da energia solar

térmica concentrada, com uma introdução à energia do sol e um breve histórico da

10

utilização da energia solar concentrada. São apresentadas também as quatro tecnologias

CSP existentes, cilindro parabólico, torre solar, linear Fresnel e prato parabólico.

O Capítulo 3 mostra o cenário mundial da geração heliotérmica, apresentando as

principais plantas em operação, construção e desenvolvimento, além da capacidade

instalada e dos principais países no cenário da geração termo solar.

No Capítulo 4 é desenvolvido o estudo de caso para avaliação da viabilidade de

implantação de uma usina CSP de receptor central no Brasil. Primeiramente a

metodologia é proposta e o software de simulação é apresentado. Em seguida é

apresentada a escolha da tecnologia a ser avaliada, com suas principais características e

configurações. Adiante são apresentadas as localidades no país a serem analisadas e é

desenvolvida a simulação de um caso particular. Por fim são apresentados os resultados

e a análise dos mesmos.

O Capítulo 5 é a conclusão deste trabalho, onde é feito um desfecho recapitulando

o que foi desenvolvido e expondo os pontos e conclusões mais relevantes. Também são

apresentadas sugestões para trabalhos futuros. Após este capítulo seguem as referências

bibliográficas e os anexos.

11

2 Energia Solar Térmica Concentrada

2.1 Energia do Sol

O Sol é uma esfera de matéria gasosa intensamente quente, em cujo núcleo

acontece a geração de energia através de reações termonucleares. Seu diâmetro é de

aproximadamente 1,39 x 106 km e fica a cerca de 1,5 x 10

8 km de distância da Terra.

Sua estrutura interna, apresentada na Figura 7, é composta pelas principais regiões:

núcleo, zona radiativa, zona convectiva, fotosfera, cromosfera e corona. A radiação

solar, que viaja com a velocidade da luz no vácuo (300.000 km/s), depois de deixar o

Sol, atinge a Terra em 8 minutos e 20 segundos. O Sol tem uma temperatura de corpo

negro eficaz de 5.760 K, sendo a temperatura na zona central muito mais elevada [16].

Figura 7 – Estrutura do Sol [17]

A produção total de energia solar é de 3,8 x 1020

MW, equivalente a 63 MW por

metro quadrado da superfície do Sol. Esta energia é irradiada em todas as direções e a

Terra recebe apenas uma pequena fração da total emitida. A densidade média anual do

fluxo energético proveniente dessa radiação solar, quando medida num plano

perpendicular à direção da propagação dos raios solares no topo da atmosfera terrestre,

recebe o nome de “constante solar” e corresponde ao valor de 1.367 W/m² [18].

12

Considerando-se que o raio médio da Terra é de 6.371 km, e sendo o valor da

irradiância 1.367 W/m² incidindo sobre a área projetada da Terra, conclui-se que a

fração da potência total disponibilizada pelo Sol que incide na atmosfera terrestre é de

aproximadamente 174.000 TW. Apesar de ser uma pequena fração em relação ao total

emitido pelo Sol, estima-se que 84 minutos de radiação solar incidindo na Terra

equivale ao consumo de energia mundial durante um ano [16].

Segundo [19], da irradiância solar total que incide no topo da atmosfera, cerca de

23% é refletida diretamente nesta camada, outros 23% poderão ser absorvidos ou

refletidos também na atmosfera. Os 54% restantes incidem na superfície terrestre, sendo

que uma pequena parcela, em torno de 7%, é refletida e 47% absorvida nesta superfície.

Portanto, da potência disponibilizada pelo Sol, cerca de 94.000 TW chegam

efetivamente à superfície terrestre.

Com relação ao posicionamento solar, pode ser observado a partir da Terra, que o

caminho do Sol no céu varia durante todo o ano. Isso se deve ao movimento de

translação da Terra em torno do Sol, que descreve uma trajetória elíptica com uma

pequena excentricidade. O eixo terrestre em relação ao plano normal à elipse apresenta

uma inclinação de aproximadamente 23,45º. Essa inclinação, juntamente com o

movimento de translação dá origem às estações do ano [18]. A Figura 8 ilustra esse

movimento, com a representação das estações do ano para o hemisfério Sul.

Figura 8 – Movimento da Terra em torno do Sol e as estações no hemisfério Sul [18]

O Sol é, sob todos os aspectos, responsável direto pela manutenção da vida em

nosso planeta, e é a origem de praticamente todas as formas de energia conhecidas,

direta ou indiretamente. Fontes de energia como a hidráulica, biomassa, eólica,

combustíveis fósseis e energia dos oceanos são todas formas indiretas de energia solar.

13

Além disso, a radiação solar constitui-se numa inesgotável fonte energética, havendo

um enorme potencial de sua utilização por meio de sistemas de captação e conversão em

outra forma de energia, como por exemplo, a térmica e a elétrica.

O aproveitamento térmico para aquecimento de fluidos é feito com o uso de

coletores ou concentradores solares. Os coletores solares são mais usados em aplicações

residenciais e comerciais para aquecimento de água. Os concentradores solares

destinam-se a aplicações que requerem temperaturas mais elevadas, como a produção de

vapor. Neste último caso, pode-se gerar energia mecânica com o auxílio de uma turbina

a vapor, e , posteriormente, eletricidade, por meio de um gerador. Essa forma de

geração de eletricidade é a heliotérmica, também chamada de termo solar ou

concentrated solar power (CSP) e é o objeto de estudo deste trabalho.

Considerando-se a radiação solar que chega à superfície terrestre e incide sobre a

superfície coletora de um sistema CSP, tem-se que ela é constituída por uma

componente direta e por uma componente difusa. A radiação direta é aquela que provém

diretamente da direção do Sol. A difusa é aquela proveniente de todas as direções e que

atinge a superfície após sofrer espalhamento pela atmosfera terrestre. Mesmo num dia

totalmente sem nuvens, pelo menos 20% da radiação que atinge a superfície é difusa. Já

em um dia totalmente nublado, não há radiação direta, e 100% da radiação é difusa [18].

Existem quatro tecnologias principais de concentração solar, denominadas de

acordo com a geometria dos coletores (espelhos), são elas: cilindro parabólico, receptor

central (torre solar), linear Fresnel e prato parabólico. Cada método de concentração é

capaz de produzir altas temperaturas e eficiências energéticas termodinâmicas

igualmente altas, mas variam no sentido de captação solar. Apesar de ainda ser uma

tecnologia cara se comparada às convencionais, devido às inovações tecnológicas, a

concentração solar térmica está se tornando cada vez mais eficiente em nível de custos

[18]. A seguir é apresentado um histórico da utilização da energia solar e as primeiras

tentativas de concentração solar.

14

2.2 Histórico da Concentração Solar

Segundo [16], a primeira vez em que a energia solar concentrada foi utilizada,

apesar de não haver nenhum registro, foi atribuída a Arquimedes (282 a 212 a.C.). O

aparelho usado por Arquimedes foi descrito como um vidro composto com 24 espelhos

que convergiam para um único ponto focal, apesar de alguns historiadores acreditarem

que foram utilizados escudos de soldados em vez de espelhos. Este aparelho teria sido

utilizado para concentrar os raios solares em um foco para queimar a frota romana na

Baía de Syracuse (Itália).

Já no século XVIII, na Europa e Oriente Médio foram desenvolvidas fornalhas

solares para derreter metais. Segundo [16], uma das primeiras aplicações em larga

escala foi a fornalha solar desenvolvida por Lavoisier em 1774, ilustrada na Figura 9.

Esse aparelho atingiu temperaturas da ordem de 1750 ºC e utilizou lentes de 1,32 m,

mais uma lente secundária de 0,2 m.

Figura 9 – Fornalha solar de Lavoisier, 1774 [16]

Durante o século XIX foram realizadas as primeiras tentativas de gerar vapor a

baixa pressão a partir da energia térmica da radiação solar. As primeiras máquinas a

vapor operadas através da energia solar teriam sido construídas por Augustin Mouchot

entre 1860 e 1880 na Europa e norte da África. Em 1872, Augustin Mouchot apresentou

ao público o refletor cônico truncado, Figura 10, e o conectou a uma máquina a vapor

bombeando água, que produziu 0,5 HP em um dia ensolarado [20].

15

Figura 10 – Refletor cônico truncado de Augustin Mouchot, 1872 [20]

Em 1878, William Adams, então secretário-adjunto da coroa britânica em

Mumbai, Índia, leu sobre o refletor cônico de Augustin Mouchot e observou que tal

invenção era impraticável. Assim, ele propôs a construção de um conjunto de vários

espelhos pequenos, onde cada um era ajustado para refletir a radiação solar em uma

direção específica. Como mecanismo de rastreamento, todo o conjunto poderia ser

disposto em um semicírculo, refletindo a radiação solar em uma caldeira estacionária.

William Adams começou a construir esse sistema no mesmo ano, acrescentando

espelhos planos gradualmente. Ao final, ele estimou que eram necessários 72 espelhos

para atingir uma temperatura de 1.200 ºF, para produzir vapor a alta pressão [20]. Esta

foi a primeira construção da tecnologia torre solar.

Em 1882, Abel Pifre, engenheiro francês que trabalhou como assistente de

Augustin Mouchot construiu o primeiro concentrador solar de prato parabólico,

ilustrado na Figura 11, para operar uma impressora que produzia 500 cópias por hora.

Este sistema foi apresentado durante uma exposição internacional, porém foi

considerado caro demais pelo governo francês para ser fabricado em larga escala [20].

Figura 11 – Concentrador prato parabólico de Abel Pifre operando uma impressora, 1882 [20]

16

O desenvolvimento de novos sistemas teve continuidade nos EUA. Por volta de

1883, o engenheiro Capitão John Ericsson construiu o primeiro coletor cilindro

parabólico, baseado no refletor cônico de Augustin Mouchot. Ele usou este coletor para

operar um motor a vapor para bombeamento de água [20]. Esse sistema está ilustrado na

Figura 12.

Figura 12 – Concentrador cilindro parabólico de John Ericsson, 1883 [20]

O século XX apresentou uma continuidade no desenvolvimento do uso da energia

solar em concentradores. Em 1901, Aubrey Eneas instalou um coletor solar para

bombear água em uma fazenda na Califórnia. O aparelho consistiu em um coletor prato

parabólico, semelhante a um guarda-chuva invertido, composto por 1.788 espelhos

alinhados em seu interior [16]. Os raios do sol eram concentrados em uma caldeira

localizada em seu ponto focal. Na caldeira, a água era vaporizada e utilizada para operar

uma bomba centrífuga. A Figura 13 mostra uma ilustração do coletor utilizado por

Aubrey Eneas.

Figura 13 – Coletor prato parabólico de Aubrey Eneas, 1901 [20]

17

Em 1904, Henry E. Willsie identificou a maior fraqueza de todas as máquinas

solares já construídas, sua incapacidade de superar o problema da intermitência solar.

Nesse mesmo ano, ele construiu uma planta de 15 HP, na Califórnia, onde testou um

sistema de armazenamento de energia, mantendo a água aquecida em um grande

recipiente isolado. Dessa forma a geração termo solar operava com fator de capacidade

mais elevado durante o dia, à noite e em dias nublados. Essa foi a primeira planta termo

solar que podia operar durante a noite, superando o problema da intermitência da

radiação solar [20].

Em 1912, Frank Shuman, em parceria com Charles Vernon Boys, construiu a

maior planta de bombeamento de água do mundo, na época, próximo ao rio Nilo, no

Egito. A Figura 14 apresenta uma foto da planta, que entrou em operação em 1913. O

campo solar ocupava cerca de 1.200 m² e usava a tecnologia cilindro parabólico [20].

Figura 14 – Planta de bombeamento de água do rio Nilo, 1913 [20]

Apesar do sucesso, a planta foi desativada em 1915 devido à Primeira Guerra

Mundial. Depois da guerra, grandes descobertas de campos de petróleo, no Oriente

Médio e na Venezuela, contribuíram para a expansão do setor petrolífero, ficando a

geração solar em segundo plano [13].

Frank Shuman, americano, inventor, empresário e um visionário sobre a energia

solar é considerado o pioneiro na geração solar em larga escala [20].

De acordo com [20], depois dos primeiros passos da concentração solar, o

desenvolvimento da tecnologia dos coletores começou nos EUA, durante a década de

1970, coordenado pelo U. S. Department of Energy (DOE). A primeira planta solar

comercial foi instalada em Albuquerque, Novo México, em 1979, pela Sandia National

Laboratories. Essa planta era composta por coletores cilindro parabólicos e atingia

18

temperaturas da ordem de 500ºC, sendo inicialmente desenvolvida para processos

industriais.

Em 1981, pela primeira vez foi fornecida energia à rede elétrica proveniente de

energia solar térmica, através do projeto de demonstração chamado SSPS/DCS (Small

Solar Power Systems/Distributed Collector System). Esse projeto foi instalado em

Tabernas, Espanha, e era constituído de dois campos solares de cilindro parabólicos

com uma área de absorção de 7.602 m² [20].

Em 1982, a companhia Luz International Limited (Luz), desenvolveu coletores

solares cilindro parabólicos e foi responsável pela primeira planta CSP comercial de

eletricidade do mundo, a SEGS I com 14 MW de capacidade, que entrou em operação

em 1984. Em seguida foram construídas mais oito plantas, as SEGS II a IX, com

capacidades de 30 a 80 MW cada [13]. Em 1991 a companhia decretou falência e as

plantas SEGS foram vendidas para diferentes grupos de investidores, e todas continuam

em operação [20].

No início da década de 1990 o cenário mudou e o interesse público e o apoio

político diminuíram, de forma que os investimentos cessaram. Após este período,

nenhuma nova planta usando tecnologia CSP foi construída. Porém, após o final dessa

década, alguns Estados americanos iniciaram a adoção de mecanismos de inserção de

energias renováveis na matriz elétrica, e desde então se reiniciou o investimento em

plantas solares [13].

2.3 Tecnologias CSP

Os sistemas de geração heliotérmica utilizam combinações de espelhos ou lentes

para concentrar radiação solar direta para produzir calor e eletricidade. Esses sistemas

são compostos por uma diversidade de tecnologias em diferentes estágios de

maturidade, que convertem a radiação solar em energia térmica e em seguida utilizam

tal energia para gerar eletricidade. Uma característica fundamental das tecnologias CSP

é a inércia térmica, que fornece estabilidade na produção da planta durante pequenas

alterações na incidência solar, por exemplo, quando nuvens passam por cima fazendo

sombra. O fato de a geração CSP usar energia térmica permite a utilização de sistemas

19

de armazenamento térmico (TES), acoplamento a sistemas de backup (hibridização)

com uso de combustíveis fósseis, ou ambos, para maior nível de estabilidade,

despachabilidade e aumento da duração e rendimento da produção de eletricidade. Esses

atributos permitem que plantas heliotérmicas tenham capacidades semelhantes aquelas

de plantas termelétricas convencionais, com combustíveis fósseis, e forneçam uma fonte

de energia firme que melhora a operação das redes elétricas [21].

Existem quatro tipos de sistemas CSP, nomeados de acordo com a geometria dos

coletores: cilindro parabólico, torre solar (ou receptor central), linear Fresnel e prato

parabólico. Todas essas tecnologias envolvem a conversão da radiação solar em energia

térmica para produção de trabalho em uma máquina térmica. As três primeiras já foram

demonstradas com configurações híbridas com tecnologias de combustível fóssil e/ou

adaptadas com sistemas de armazenamento térmico. Essas opções possibilitam maior

flexibilidade e confiabilidade na operação [21]. A seguir são apresentadas as quatro

tecnologias, com suas principais características, vantagens, desempenho, etc.

2.3.1 Cilindro Parabólico

Sistemas CSP com tecnologia cilindro parabólico são os mais comprovados, com

tecnologia em alto grau de maturidade. Plantas comerciais deste tipo começaram a

operar em 1984, com as plantas SEGS, no deserto de Mojave, Califórnia, e em seguida

com a planta NEVADA SOLAR ONE e outras mais recentes na Espanha.

Plantas CSP cilindro parabólico consistem em extensos campos solares de

coletores parabólicos espelhados, fluido de transferência de calor (HTF), sistema de

geração de vapor, um sistema de potência como uma turbina a vapor (ciclo de Rankine)

acoplada a um gerador elétrico, e um sistema opcional de armazenamento de energia

térmica (TES) e/ou sistema de backup com queima de combustíveis fósseis. O uso do

TES resulta em maiores despachabilidade e geração anual, apesar de o extenso campo

de coletores e o sistema de armazenamento levarem a um investimento inicial mais

elevado.

O campo solar é constituído de um grande conjunto de coletores, com

rastreamento de eixo único, normalmente arranjados em fileiras paralelas. Cada coletor

20

tem um refletor parabólico que focaliza a radiação solar direta em um receptor linear

(tubo absorvedor) localizado na linha focal da parábola, como pode ser visto na Figura

15. A Figura 16 mostra uma planta na Itália com esta tecnologia. Os coletores rastreiam

o sol durante o dia com a radiação incidente continuamente focalizada no receptor

linear, no qual o HTF é aquecido até aproximadamente 390ºC [21].

Figura 15 – Componentes da tecnologia CSP cilindro parabólico [22]

Figura 16 – Planta Archimede na Itália, com tecnologia cilindro parabólico [23]

Os coletores podem ser orientados no sentido leste-oeste com rastreamento do sol

no eixo norte-sul. Neste caso, as vantagens são que o movimento ao longo do dia é

menor e o coletor fica sempre voltado para o sol ao meio-dia. Em contrapartida, tem um

desempenho reduzido no início do dia e no fim da tarde, devido aos maiores ângulos de

incidência dos raios solares sobre a superfície coletora. Outra maneira de orientar os

coletores é no sentido norte-sul, com rastreamento do sol no eixo leste-oeste. Essa

configuração tem os maiores ângulos de incidência durante o meio-dia e

consequentemente as maiores perdas de calor nessa fase do dia, enquanto aponta mais

diretamente para o sol no início do dia e no fim da tarde [16].

21

Após circular pelos receptores, o fluido de transferência de calor passa por um

trocador de calor gerando vapor superaquecido a alta pressão, tipicamente 100 bar a

370ºC. Esse vapor alimenta uma turbina convencional com reaquecimento, acoplada a

um gerador para produzir eletricidade. O vapor que passa pela turbina é condensado e

segue para bombas de água para serem transformados em vapor novamente. Torres de

resfriamento úmido, seco ou híbrido podem ser usadas para rejeição do calor do

condensador. Essa escolha influenciará no consumo de água da planta, desempenho do

ciclo e custos [21].

2.3.2 Torre Solar

Torre solar, também chamada de receptor central, é uma tecnologia CSP que está

a pouco tempo em fase avançada de desenvolvimento, com várias plantas comerciais

em operação. Devido às elevadas temperaturas de operação, a torre solar tem potencial

para atingir eficiências mais altas e sistemas de armazenamento térmicos com custos

menores se comparados com a tecnologia cilindro parabólico.

Plantas torre solar usam helióstatos, que são refletores que giram em torno dos

eixos azimutal e de elevação, para refletir a radiação solar em um receptor central

localizado no alto de uma torre. Em uma planta de larga escala podem ser necessários

de alguns milhares até cem mil helióstatos, cada um sob controle computacional. A

configuração desta tecnologia pode ser vista na Figura 17, e na Figura 18 pode ser visto

uma planta deste tipo na Espanha.

Figura 17 - Componentes da tecnologia CSP torre solar [22]

22

Figura 18 – Planta Gemasolar na Espanha, com tecnologia torre solar [24]

Os dois principais conceitos tecnológicos de operação de plantas de receptor

central são definidos pelo fluido de transferência de calor: vapor ou sal fundido. Ambos

possuem características operativas únicas. Nas plantas que utilizam vapor direto, os

helióstatos refletem a radiação solar para o receptor na torre, que se assemelha a uma

caldeira de uma planta convencional. A água de alimentação, bombeada do bloco de

potência, é evaporada e superaquecida no receptor, e esse vapor gira uma turbina

acoplada a um gerador para produzir eletricidade. A temperatura de operação desse tipo

de planta varia de 250ºC até 550ºC. As características que deixam uma planta de

receptor central com vapor direto mais atrativa são: projeto simples, uso de caldeira com

tecnologia convencional, eficiência termodinâmica elevada e baixas perdas parasitas

(energia consumida pela própria planta, como a eletricidade para as bombas de fluido de

transferência de calor e para o sistema de rastreamento solar). Assim como outras

tecnologias CSP, a torre solar de vapor direto permite a hibridização com gás natural

para fornecer flexibilidade de operação e despachabilidade adicionais [21].

Já em uma planta torre solar de sal fundido, sal a uma temperatura de 290ºC é

bombeado de um tanque de armazenamento frio para o receptor, onde a radiação solar

concentrada proveniente do campo de helióstatos aquece o sal até cerca de 565ºC. O sal

é tipicamente uma mistura de nitrato de sódio e de potássio, e quando aquecido é

mantido em um tanque de armazenamento quente. Quando a geração de energia elétrica

é requerida, sal quente é bombeado ao gerador de vapor, que produz vapor a alta

pressão em condições nominais de 100 a 150 bar e até 540ºC. O sal, já resfriado, da

máquina a vapor, é retornado ao tanque de armazenamento frio para completar o ciclo.

Devido à pressão de vapor desprezível do sal, os dois tanques de armazenamento ficam

sob pressão atmosférica. O vapor é convertido em energia elétrica em um sistema

23

convencional de turbina a vapor acoplada a um gerador elétrico. A combinação da

densidade e calor específico do sal com a diferença de temperatura entre os dois tanques

viabiliza capacidades de armazenamento de até 15 horas. Assim como na tecnologia

cilindro parabólico, a escolha de torres de resfriamento úmido, seco ou híbrido

influenciará no consumo de água da planta, desempenho do ciclo e custos [21].

2.3.3 Linear Fresnel

A tecnologia linear Fresnel (LFR) tem configuração semelhante à cilindro

parabólico, com longas filas de coletores, com refletores planos ou com leve curvatura

que refletem a radiação solar para um receptor linear suspenso. Refletores planos e

receptores fixos levam a custos menores em relação a uma planta CSP cilindro

parabólico tradicional, além disso, os sistemas LFR são montados próximo ao solo,

minimizando os requisitos estruturais. Em contrapartida, as plantas LFR são menos

eficientes na conversão solar para eletricidade e é mais difícil adicionar um sistema de

armazenamento térmico ao sistema [23]. Já foi testada em uma planta LFR, a operação

com vapor superaquecido a 380ºC, e há propostas para produção de vapor a 450ºC.

Temperaturas de operação mais elevadas possibilitam uma maior eficiência. Como essa

tecnologia ainda está em fase de testes para seu desenvolvimento, o custo relativo da

energia produzida com essa tecnologia em comparação ao cilindro parabólico ainda não

está bem estabelecido [21]. Uma ilustração dessa tecnologia é apresentada na Figura 19

e na Figura 20 é mostrada uma planta linear Fresnel nos EUA.

Figura 19 - Componentes da tecnologia CSP linear Fresnel [22]

24

Figura 20 – Planta Kimberlina nos EUA, com tecnologia linear Fresnel [23]

O rastreamento de eixo único usual da tecnologia LFR difere daquele utilizado na

de cilindro parabólico pois o refletor é composto de muitos segmentos longos, os quais

focalizam a radiação solar no receptor linear suspenso paralelo ao eixo rotacional do

refletor. Diferentemente dos refletores cilindro parabólicos, o receptor do LFR é fixo no

espaço e os refletores giram para manter o foco no receptor [2].

2.3.4 Prato Parabólico

Nesta tecnologia é utilizado um conjunto de refletores montados na forma de um

prato parabólico para concentrar a radiação solar em uma cavidade receptora no foco do

prato. Dentro do receptor, o aquecedor coleta a energia solar, fazendo operar um grupo

motor gerador para produzir eletricidade, onde o tipo de máquina térmica mais comum

utilizada é o motor Stirling. De forma semelhante aos helióstatos, todos os pratos giram

ao longo de dois eixos para rastrear o sol e otimizar a captura da radiação incidente [21].

A configuração de um sistema LFR é apresentada na Figura 21 e na Figura 22 é

mostrada uma planta deste tipo.

25

Figura 21 - Componentes da tecnologia CSP prato parabólico [22]

Figura 22 – Planta Maricopa nos EUA, com tecnologia prato parabólico [23]

A tecnologia CSP de prato parabólico permite a instalação de plantas em terrenos

relativamente acidentados, com 5% de inclinação, o que reduz o custo da preparação do

local para novos projetos. O resfriamento desse sistema é por circuito fechado, que,

combinado a falta de um ciclo a vapor, confere a ele o menor uso de água por

megawatt-hora (MWh) entre todas as tecnologias CSP. Além disso, um sistema de prato

parabólico registrou a maior eficiência na conversão solar para eletricidade, em torno de

31,4% [21]. Porém os sistemas de prato parabólico são os que possuem o menor grau de

maturidade entre as tecnologias CSP.

26

3 Cenário Atual de CSP no Mundo

Como apresentado anteriormente, na seção 2.2, durante a década de 1990 os

investimentos na tecnologia CSP cessaram e no período de 1991 a 2006 não houve

construção de nenhuma planta termo solar [24]. Depois de 15 anos de estagnação, a

atividade reiniciou com a construção da planta SAGUARO, de 1 MW, no Arizona, que

entrou em operação em Janeiro de 2006. No mesmo ano, foram iniciadas as construções

das plantas NEVADA SOLAR ONE (EUA), de 72 MW, e PS10 (Espanha), de 11 MW

[24]. Em 2007 ambas iniciaram suas operações. Desde então, muitas plantas foram

construídas e entraram em operação. O mapa da Figura 23 apresenta o cenário mundial

de projetos CSP, com plantas em operação, construção e desenvolvimento ao redor do

mundo no ano de 2013.

Figura 23 – Mapa de projetos CSP ao redor do mundo [25]

A Tabela 1 apresenta as plantas CSP no mundo, conforme o estado de realização, de

acordo com a tecnologia e por país. O estado das plantas inclui aquelas em operação,

construção e em desenvolvimento. Sendo plantas em desenvolvimento aquelas cujos

projetos e acordos já foram assinados, porém, o início da construção está pendente. Vale

ressaltar que as capacidades apresentadas nessa tabela incluem plantas novas que entraram

em operação ou construção em 2014, totalizando valores acima daqueles expostos no mapa

da Figura 23.

27

Tabela 1 – Capacidade instalada de plantas CSP por país, em MW

Tecnologia Cilindro parabólico Torre solar Linear Fresnel Prato parabólico Total CSP

Estado Op. Const. Desenv. Op. Const. Desenv. Op. Const. Desenv. Op. Const. Desenv. Op. Const. Desenv.

África do Sul - 150,0 200,0 - 50,0 - - - - - - - - 200,0 200,0

Alemanha - - - 1,5 - - - - - - - - 1,5 - -

Argélia 25,0 - - - - 7,0 - - - - - - 25,0 - 7,0

Austrália - - - 3,0 - - 9,0 44,0 - - - - 12,0 44,0 -

Brasil - 1,0 - - - - - - - - - - - 1,0 -

Canadá - 1,0 - - - - - - - - - - - 1,0 -

Chile - - 360,0 - 110,0 - - - - - - - - 110,0 360,0

China - 203,5 100,0 2,0 50,0 - - 4,0 - - 60,0 - 2,0 317,5 100,0

Chipre - - - - - - - - - - - 50,0 - - 50,0

EAU 100,0 - - - - - - - - - - - 100,0 - -

Egito 20,0 - 100,0 - - - - - - - - - 20,0 - 100,0

Espanha 2.275,0 - - 59,5 - 50,0 31,4 - - - - - 2.365,9 - 50,0

EUA 1.034,0 250,0 - 382,0 110,0 1.150,0 5,0 - 5,0 - 1,5 - 1.421,0 361,5 1.155,0

França - - - 1,0 - - - 12,0 9,0 - - - 1,0 12,0 9,0

Grécia - - - - - 50,0 - - - - - 75,0 - - 125,0

Índia 51,0 345,0 - 2,5 - - - 100,0 - - - - 53,5 445,0 -

Irã 17,0 - - - - - - - - - - - 17,0 - -

Israel - - 120,0 6,0 - 121,0 - - - - - - 6,0 - 241,0

Itália 5,0 30,0 - - - 50,0 - - - - - - 5,0 30,0 50,0

Marrocos 20,0 163,0 200,0 - - 100,0 - - 1,0 - - - 20,0 163,0 301,0

México - 14,0 - - - - - - - - - - - 14,0 -

Tailândia 5,0 - - - - - - - - - - - 5,0 - -

Tunísia - - - - - 2.000,0 - - - - - - - - 2.000,0

Turquia - - - 1,4 - - - - - - - - 1,4 - -

Total 3.552,0 1.157,5 1.080,0 458,9 320,0 3.528,0 45,4 160,0 15,0 - 61,5 125,0 4.056,3 1.699,0 4.748,0

28

Atualmente a capacidade total de plantas heliotérmicas no mundo é de 10.503,3

MW, sendo que de usinas em operação são 4.056,3 MW instalados, dos quais 87,6%

são de tecnologia cilindro parabólico e 28,5% tecnologia torre solar. A capacidade das

plantas em construção soma 1.699 MW, dos quais 68,1% são de cilindro parabólico e

18,8% de torre solar. Já as plantas em desenvolvimento somam capacidade instalada de

4.748 MW, dos quais 22,7% são de cilindro parabólico e 74,3% de torre solar. Isso

mostra a predominância da tecnologia cilindro parabólico nas plantas em operação e

construção, mas com a tendência de crescimento e maior domínio da tecnologia de

receptor central nas plantas em desenvolvimento, que estarão operando em alguns anos.

Além disso, pode ser observado da Tabela 1 que os dois principais mercados de CSP no

mundo são os Estados Unidos e a Espanha, com capacidade total de 2.938 MW e 2.416

MW, respectivamente. Essa liderança se deve aos incentivos do governo desses países,

como por exemplo, as tarifas feed-in na Espanha [24], que consiste em uma política

pública destinada a acelerar o investimento em energias renováveis por meio da oferta

de contratos de longo prazo para produtores desse tipo de energia. Juntos, os EUA e a

Espanha possuem mais de 90% da capacidade instalada de CSP no mundo (plantas em

operação). Apesar desse domínio dos EUA e da Espanha, a geração termo solar está

crescendo em todos os continentes, com 24 países onde essa tecnologia já está

implantada ou sendo inserida com plantas de demonstração e pesquisa e

desenvolvimento, como é o caso do projeto Helioterm no Brasil.

A seguir são apresentadas as principais plantas heliotérmicas em operação,

construção e desenvolvimento no mundo em termos de potência instalada.

3.1 Plantas em Operação

A Tabela 2 apresenta todas as plantas em operação no mundo, com o respectivo

ano de início da produção, o tipo de tecnologia aplicada na planta, a capacidade

instalada da mesma e o país onde está implantada. A partir dos dados dessa lista, a

Tabela 3 apresenta um resumo da capacidade instalada total e da quantidade de plantas

CSP em operação no mundo, de acordo com a tecnologia. Em seguida são apresentados

29

os principais projetos heliotérmicos em termos de potência instalada, com a descrição

das características técnicas e de desempenho de cada um.

Tabela 2 – Plantas CSP em operação no mundo

Fonte: Elaboração própria a partir de dados de [26]

Nome da planta Início da

operação Tecnologia

Potência

(MW) País

ACME Solar Tower 2011 Torre solar 2,50 Índia

Andasol-1 (AS-1) 2008 Cilindro parabólico 50,00 Espanha



Archimede 2010 Cilindro parabólico 5,00 Itália

Arcosol 50 (Valle 1) 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Arenales 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Aste 1A 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Aste 1B 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Astexol II 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Augustin Fresnel 1 2012 Linear Fresnel 0,25 França

Borges Termosolar 2012 Cilindro parabólico 25,00 Espanha

BrightSource SEDC 2008 Torre solar 6,00 Israel

Caceres 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Casablanca 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

CESA 1 (PSA) 1983 Torre solar 1,20 Espanha

Dahan Power Plant 2012 Torre solar 1,00 China

Enerstar (Villena) 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Extresol-1 (EX-1) 2010 Cilindro parabólico 50,00 Espanha



Gemasolar Thermosolar Plant

(Gemasolar) 2011 Torre solar 20,00 Espanha

Genesis Solar Energy Project 2014 Cilindro parabólico 250,00 EUA

Godawari Solar Project 2013 Cilindro parabólico 50,00 Índia

Greenway CSP Mersin

Tower Plant 2012 Torre solar 1,40 Turquia

Guzmán 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Helioenergy 1 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Helioenergy 2 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Helios I (Helios I) 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Helios II (Helios II) 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Holaniku at Keahole Point 2009 Cilindro parabólico 2,00 EUA

30

Tabela 2 - Plantas CSP em operação no mundo (continuação)


Ibersol Ciudad Real

(Puertollano) 2009 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

ISCC Ain Beni Mathar 2010 Cilindro parabólico 20,00 Marrocos

ISCC Hassi R'mel (ISCC

Hassi R'mel) 2011 Cilindro parabólico 25,00 Argélia

ISCC Kuraymat 2011 Cilindro parabólico 20,00 Egito

ISCC Yazd 2010 Cilindro parabólico 17,00 Irã

Ivanpah Solar Electric

Generating System (ISEGS) 2013 Torre solar 377,00 EUA

Jülich Solar Tower 2008 Torre solar 1,50 Alemanha

Kimberlina Solar Thermal

Power Plant (Kimberlina) 2008 Linear Fresnel 5,00 EUA

La Africana 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

La Dehesa 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

La Florida 2010 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

La Risca (Alvarado I) 2009 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Lake Cargelligo 2011 Torre solar 3,00 Austrália

Lebrija 1 (LE-1) 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Liddell Power Station 2012 Linear Fresnel 9,00 Austrália

Majadas I 2010 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Manchasol-1 (MS-1) 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Manchasol-2 (MS-2) 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Martin Next Generation Solar

Energy Center (MNGSEC) 2010 Cilindro parabólico 75,00 EUA

Morón 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

National Solar Thermal

Power Facility 2012 Cilindro parabólico 1,00 Índia

Nevada Solar One (NSO) 2007 Cilindro parabólico 72,00 EUA

Olivenza 1 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Orellana 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Palma del Río I 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Palma del Río II 2010 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Planta Solar 10 (PS10) 2007 Torre solar 11,00 Espanha

Planta Solar 20 (PS20) 2009 Torre solar 20,00 Espanha

Puerto Errado 1 Thermosolar

Power Plant (PE1) 2009 Linear Fresnel 1,40 Espanha

Puerto Errado 2 Thermosolar

Power Plant (PE2) 2012 Linear Fresnel 30,00 Espanha

Saguaro Power Plant 2006 Cilindro parabólico 1,00 EUA

31

Tabela 2 - Plantas CSP em operação no mundo (continuação)


Shams 1 (Shams 1) 2013 Cilindro parabólico 100,00 EAU

Sierra SunTower (Sierra) 2009 Torre solar 5,00 EUA

Solaben 1 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha




Solacor 1 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Solacor 2 2012 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Solana Generating Station

(Solana) 2013 Cilindro parabólico 280,00 EUA

Solar Electric Generating

Station I (SEGS I) 1984 Cilindro parabólico 14,00 EUA


Station II (SEGS II) 1985 Cilindro parabólico 30,00 EUA


Station III (SEGS III) 1985 Cilindro parabólico 30,00 EUA


Station IV (SEGS IV) 1989 Cilindro parabólico 30,00 EUA


Station IX (SEGS IX) 1990 Cilindro parabólico 80,00 EUA


Station V (SEGS V) 1989 Cilindro parabólico 30,00 EUA


Station VI (SEGS VI) 1989 Cilindro parabólico 30,00 EUA


Station VII (SEGS VII) 1989 Cilindro parabólico 30,00 EUA


Station VIII (SEGS VIII) 1989 Cilindro parabólico 80,00 EUA

Solnova 1 2009 Cilindro parabólico 50,00 Espanha



Solugas 2013 Torre solar 4,60 Espanha

SSPS-CRS (PSA) 1981 Torre solar 2,70 Espanha

Termesol 50 (Valle 2) 2011 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Termosol 1 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Termosol 2 2013 Cilindro parabólico 50,00 Espanha

Thai Solar Energy 1 (TSE1) 2012 Cilindro parabólico 5,00 Tailândia

Themis solar tower 1983 Torre solar 1,00 França

Yanqing Solar Thermal

Power (Dahan Tower Plant) 2012 Torre solar 1,00 China

32

Tabela 3 – Resumo da capacidade instalada e quantidade de plantas em operação no mundo


Tecnologia Número de plantas Potência total (MW)

Cilindro parabólico 70 3.552,00

Torre solar 16 458,90

Linear Fresnel 5 45,65

Prato parabólico 0 0

a) Cilindro parabólico

SOLANA

SOLANA é uma planta CSP comercial de propriedade da Abengoa Solar,

localizada em Phoenix, Arizona, e com tecnologia cilindro parabólico. É a maior planta

CSP desta tecnologia no mundo, com capacidade de 280 MW. Está em operação desde

Agosto de 2013. Sua área total é de 12,57 km² e possui 3.232 coletores instalados. Além

disso, essa planta possui sistema de armazenamento de 6 horas, utilizando sal fundido.

Uma vista aérea da planta é mostrada na Figura 24.

A geração anual de 944.000 MWh desta usina é equivalente à energia necessária

para 70.000 domicílios e evita a emissão de 475.000 toneladas de CO2 por ano. Além

disso, sua construção criou mais de 2.000 novos empregos e cerca de 85 empregos

permanentes [27].

Figura 24 – Planta CSP Solana [28]

33

GENESIS SOLAR ENERGY PROJECT

GENESIS é uma planta CSP cilindro parabólico comercial, de propriedade da

Genesis Solar, que entrou em operação em Março de 2014. Essa planta tem 250 MW de

capacidade instalada e sua produção elétrica anual é estimada em 580 GWh, energia

suficiente para alimentar 88.000 residências. Ela fica localizada no deserto de Sonora,

na Califórnia, EUA, e tem área total construída de 7,89 km², onde estão instalados 1.840

coletores [26]. A Figura 25 mostra uma foto da planta.

Figura 25 – Planta Genesis [29]

SHAMS-1

SHAMS-1 é a maior planta CSP do Oriente Médio, com tecnologia cilindro

parabólico e 100 MW de capacidade. Esta planta é de propriedade da Abengoa Solar,

Total e Masdar, e está localizada a 120 km de Abu Dhabi, nos Emirados Árabes Unidos.

A inauguração foi em Fevereiro de 2013. Sua área total é de 2,5 km² e possui 768

coletores instalados. A Figura 26 mostra uma imagem da planta.

A planta SHAMS-1 representa um degrau importante na introdução de energia

renovável em Abu Dhabi, cujo objetivo é que 7% de sua energia sejam de fontes

renováveis em 2020. Esta usina evita a emissão de 175.00 toneladas de CO2 por ano,

isso é equivalente a tirar de circulação 15.00 carros em uma cidade como Abu Dhabi

[27].

34

Figura 26 – Planta CSP Shams 1 [30]

SEGS VIII e IX

SEGS (Solar Energy Generating Systems) consiste de nove plantas CSP

localizadas no deserto de Mojave, na Califórnia, onde a insolação é uma das melhores

disponíveis nos EUA. As SEGS VIII e XV são as de maior capacidade, 80 MW cada,

com tecnologia cilindro parabólico. Elas são de propriedade na NextEra Energy

Resources. A planta SEGS VIII iniciou sua operação em Dezembro de 1989 enquanto a

SEGS IX foi inaugurada em Outubro de 1990 [30]. Uma vista aérea da construção

dessas duas usinas CSP está mostrada na Figura 27.

Figura 27 – Construção das plantas SEGS VIII e IX [31]

35

MARTIN NEXT GENERATION SOLAR ENERGY CENTER

MARTIN NEXT GENERATION SOLAR ENERGY CENTER é uma planta

CSP com tecnologia cilindro parabólico. Foi a primeira planta solar com ciclo

combinado (ISCC) nos EUA, e ainda é a maior desse tipo, em termos de campo solar,

no mundo. Esta planta é de propriedade da Florida Power & Light e fica localizada em

Indiantown, Florida.

Com uma capacidade de 75 MW e área total de 2,02 km², esta usina entrou em

operação em Dezembro de 2010, e tem produção anual de 155 GWh, energia elétrica

suficiente para atender 11.000 casas. Em seu campo solar são instalados 1.136 coletores.

Além disso, evita a emissão de gases de efeito estufa, equivalente a retirada de 13.000

carros de circulação [32]. Uma imagem desta planta é apresentada na Figura 28.

Figura 28 – Planta Martin Next Generation Solar Energy Center [30]

NEVADA SOLAR ONE

NEVADA SOLAR ONE é uma planta de tecnologia cilindro parabólico,

localizada em Boulder City, Nevada, EUA. Esta planta é de propriedade da Acciona

Energia e entrou em operação em Junho de 2007. Sua capacidade é de 72 MW, com

uma área total de 1,62 km² e 760 coletores instalados [26]. Além disso, possui um

sistema de armazenamento de 0,5 horas. Uma imagem desta usina é mostrada na Figura

29.

A geração de energia elétrica anual é de aproximadamente 136 GWh,

equivalente ao consumo de 15.000 domicílios. Esta planta evita a emissão de 129.000

toneladas de CO2 por ano em centrais térmicas a carvão [33].

36

Figura 29 – Planta Nevada Solar One [34]

b) Torre solar

IVANPAH SEGS

O complexo IVANPAH é composto por três unidades independentes, duas com

capacidade de cerca de 123 MW cada, e uma com 130 MW, totalizando 377 MW. Esta

planta fica localizada em Primm, Califórnia, e é de propriedade da BrightSource

Energy, Google e da NRG Energy. Entrou em operação em Outubro de 2013.

Com tecnologia de receptor central e área total de 14,16 km², essa planta é

composta por 175.000 helióstatos e torre de 137 m de altura. A geração anual é de

1.079GWh [26]. Na Figura 30 e na Figura 31 podem ser vistas imagens aéreas da planta

e as três torres ainda na fase de construção, respectivamente.

Figura 30 – Vista aérea da planta Ivanpah [30]

37

Figura 31 – As três torres da planta Ivanpah, na fase de construção [30]

GEMASOLAR

GEMASOLAR é uma planta CSP torre solar de propriedade da Torresol Energy,

com capacidade instalada de 20 MW, localizada em Sevilha, Espanha. Esta planta foi a

primeira no mundo, em escala comercial, a aplicar um sistema de armazenamento

térmico com sal fundido em uma torre solar. Este armazenamento permite 15 horas de

produção de eletricidade sem incidência solar.

Com um campo solar de 1,95 km² e 2.650 helióstatos instalados, esta planta

iniciou sua operação em Abril de 2011. Sua geração anual é de 110 GWh, podendo

fornecer energia limpa e confiável a 25.000 residências e reduzir a emissão de CO2 em

mais de 30.000 toneladas por ano [30]. A Figura 32 mostra uma foto do campo solar e

da torre da planta.

Figura 32 – Planta Gemasolar [35]

38

PS20

PS20 é a segunda maior planta torre solar do mundo, junto com a Gemasolar.

Esta planta de 20 MW, de propriedade da Abengoa Solar, fica localizada em Sevilha,

Espanha, e entrou em operação em Abril de 2009. Seu campo solar é constituído de

1.255 helióstatos em uma área de aproximadamente 850.000 m² [27]. A Figura 33

mostra uma foto da torre dessa planta.

Com um sistema de armazenamento térmico de 1 hora, a produção anual desta

usina é equivalente ao consumo de 10.000 domicílios, enquanto isso evita a emissão de

cerca de 12.000 toneladas de CO2 na atmosfera [27].

Figura 33 – Torre da planta PS20 [27]

PS10

A planta PS10, de propriedade da Abengoa Solar, foi a primeira no mundo a

utilizar a tecnologia de receptor central. Esta torre de 11 MW fica localizada em

Sevilha, Espanha, junto à planta PS20, tendo sua operação iniciada em Junho de 2006

[30].

O campo solar da PS10 ocupa uma área de aproximadamente 599.000 m² e é

composto por 624 helióstatos. Com um sistema de armazenamento térmico de 30

minutos, a geração anual desta planta é de 24 GWh, energia elétrica suficiente para

alimentar aproximadamente 5.500 domicílios. Além disso, esse sistema evita a emissão

de 6.000 toneladas de CO2 na atmosfera anualmente [27]. A Figura 34 e a Figura 35

mostram a planta PS10 e uma vista aérea com as plantas PS10 e PS20, respectivamente.

39

Figura 34 – Planta PS10 [30]

Figura 35 – Vista aérea das plantas PS10 e PS20 [30]

c) Linear Fresnel

PUERTO ERRADO 2

PUERTO ERRADO 2 (PE2) é a maior planta CSP linear Fresnel do mundo, de

propriedade da Novatec Solar e localizada em Múrcia, Espanha. Esta planta tem

capacidade instalada de 30 MW e sua operação foi iniciada em Janeiro de 2012 [30].

Seu campo solar possui comprimento de 940 m e é constituído de 28 fileiras de

coletores linear Fresnel.

A geração anual da PE2 é de 50 GWh, essa produção equivale a reduzir a

emissão de CO2 em 16.000 toneladas, e é energia elétrica suficiente para alimentar

12.000 domicílios na Espanha [36]. Uma foto dessa planta está apresentada na Figura

36.

40

Figura 36 – Planta Puerto Errado 2 [36]

3.2 Plantas em Construção

A

Tabela 4 apresenta todas as plantas em construção no mundo, os respectivos anos

previstos para início da produção, o tipo de tecnologia aplicada na planta, a capacidade

instalada da mesma e o país onde está sendo construída. Pode ser observado em alguns

projetos, que o ano previsto para operação era 2013, nestes casos, as plantas estão em

fase de comissionamento ou o projeto está em atraso sem uma nova data disponível. A

partir desses dados, a Tabela 5 apresenta um resumo da capacidade instalada total e da

quantidade de plantas CSP em construção no mundo, de acordo com a tecnologia. Em

seguida, são apresentados os principais projetos heliotérmicos em termos de potência

instalada, com a descrição das características técnicas e de desempenho de cada um.

41

Tabela 4 – Plantas CSP em construção no mundo


Nome da planta Operação

prevista Tecnologia

Potência

(MW) País

Abhijeet Solar Project 2013 Cilindro parabólico 50,0 Índia

Agua Prieta II ciclo

combinado 2014 Cilindro parabólico 14,0 México

Airlight Energy Ait Baha

CSP Plant 2014 Cilindro parabólico 3,0 Marrocos

Alba Nova 1 2014 Linear Fresnel 12,0 França

Archetype SW550 Cilindro parabólico 30,0 Itália

Bokpoort 2015 Cilindro parabólico 50,0 África do

Sul

CPI Golmud Solar Thermal

Power Plant Cilindro parabólico 100,0 China

Crescent Dunes 2013 Torre solar 110,0 EUA

Delingha Supcon Tower

Plant 2013 Torre solar 50,0 China

Diwakar 2013 Cilindro parabólico 100,0 Índia

Gujarat 2013 Cilindro parabólico 20,0 Índia

Gujarat Solar One 2014 Cilindro parabólico 25,0 Índia

HelioFocus China Orion

Project 2014 Prato parabólico 60,0 China

Himin Solar Fresnel Demo

Plant - Linear Fresnel 2,5 China

Huaneng Sanya - Linear Fresnel 1,5 China

Kaxu Solar One 2015 Cilindro parabólico 100,0 África do

Sul

Khi Solar One 2014 Torre solar 50,0 África do

Sul

Kogan Creek 2015 Linear Fresnel 44,0 Austrália

KVK Energy 2013 Cilindro parabólico 100,0 Índia

Medicine Hat ciclo

combinado 2013 Cilindro parabólico 1,0 Canadá

Megha Engineering 2013 Cilindro parabólico 50,0 Índia

Mojave Solar 2014 Cilindro parabólico 250,0 EUA

Ningxia ciclo combinado 2013 Cilindro parabólico 92,0 China

Ouarzazate 1 2014 Cilindro parabólico 160,0 Marrocos

42

Tabela 4 - Plantas CSP em construção no mundo (continuação)


Planta Solar Cerro

Dominador 2018 Torre solar 110,0 Chile

Projeto Helioterm 2014 Cilindro parabólico 1,0 Brasil

Rajasthan Sun Technique -

Dhursar 2013 Linear Fresnel 100,0 Índia

Tianwei 1,5 CSP pilot plant - Cilindro parabólico 1,5 China

Tooele Army Depot Dish

Stirling CSP plant 2013 Prato parabólico 1,5 EUA

Yumen Gansu Solar Thermal

Pilot Plant - Cilindro parabólico 10,0 China

Tabela 5 - Resumo da capacidade instalada e quantidade de plantas em construção no mundo



Cilindro

parabólico 19 1.157,50

Torre solar 4 320,00


Prato parabólico 2 61,50


MOJAVE SOLAR PROJECT (MSP)

MSP é planta CSP cilindro parabólico, de propriedade da Abengoa Solar, que

está sendo construída no deserto de Mojave, Califórnia. A área total da planta é de

aproximadamente 7,1 km² e sua potência instalada é de 250 MW, sendo estimado que

sua produção anual seja de 600.000 MWh, energia elétrica necessária para alimentar

54.000 residências e evitar a emissão de 350.000 toneladas de CO2 [27]. A previsão é

que sua operação inicie ainda em 2014 [26]. A Figura 37 mostra a construção dessa

planta.

43

Figura 37 – Planta MSP em construção [30]

NOOR I

A planta NOOR I, de propriedade das companhias Acwa, Aries, MASEN e

TSK, está sendo construída em Ouarzazate, Marrocos, com previsão de iniciar a

operação em Abril de 2015. Sua potência instalada é de 160 MW e possuirá um sistema

de armazenamento térmico de 3 horas.

b) Torre solar

CRESCENT DUNES SOLAR ENERGY PROJECT

A planta CRESCENT DUNES, de tecnologia torre solar, é de propriedade da

SolarReserve e fica localizada em Tonopah, Nevada (EUA). Sua capacidade instalada é

de 110 MW, e a área total da planta é de aproximadamente 6,5 km², com 17.170

helióstatos instalados. O sistema de armazenamento térmico terá capacidade de 10 horas

[26]. Estima-se que a energia elétrica anual gerada será de 480.000 MWh, energia

suficiente para alimentar 75.000 residências [37]. Essa planta está em fase de

comissionamento, devendo entrar em operação em 2014. A Figura 38 mostra a

construção da torre central.

44

Figura 38 – Torre da planta Crescent Dunes em construção [30]

PLANTA SOLAR CERRO DOMINADOR

A planta CERRO DOMINADOR está sendo construída pela Abengoa no deserto

de Atacama, Chile. A previsão é que inicie sua operação em Junho de 2018. Essa planta

terá capacidade de 110 MW, uma área total de 14 km² com 10.600 helióstatos instalados

e um sistema de armazenamento térmico de 24 horas [26].

c) Linear Fresnel

DHURSAR

Essa planta, de propriedade da Reliance Power, está sendo construída na cidade

de Dhursar, Índia e está em fase de comissionamento, devendo iniciar a operação em

2014. Com capacidade instalada de 125 MW e área construída de aproximadamente 1,4

km², estima-se que a produção anual será de 280.000 MWh [26]. Será a maior planta

com tecnologia linear Fresnel do mundo. A Figura 39 mostra a construção dessa planta.

45

Figura 39 – Construção da planta Dhursar [38]

3.3 Plantas em Desenvolvimento

A Tabela 6 apresenta todas as plantas em desenvolvimento no mundo, os

respectivos anos previstos para início da produção, o tipo de tecnologia aplicada na

planta, a capacidade instalada da mesma e o país onde será construída. Esses projetos já

tiveram os acordos assinados, porém o início da construção está pendente. Pode ser

observado que algumas datas previstas para inicio da operação não estão disponíveis. A

Tabela 7 apresenta um resumo da capacidade instalada total e da quantidade de plantas

CSP em desenvolvimento no mundo, de acordo com a tecnologia. Em seguida são

apresentados os principais projetos heliotérmicos em termos de potência instalada, com

a descrição das características técnicas e de desempenho de cada um.

Tabela 6 – Plantas CSP em desenvolvimento no mundo


Nome da planta Operação

prevista Tecnologia

Potência

(MW) País

Ashalim CSP plant 1 2017 Torre solar 121,0 Israel

Ashalim CSP plant 2 2017 Cilindro parabólico 120,0 Israel

Centrale Solaire

Thermoynamique Llo 2015 Linear Fresnel 9,0 França

CNIM eCare Solar Thermal

Project - Linear Fresnel 1,0 Marrocos

46

Tabela 6 - Plantas CSP em desenvolvimento no mundo (continuação)


Delingha Solar Thermal

Plant - Cilindro parabólico 50,0 China

DLR - Algeria CSP tower

pilot plant - Torre solar 7,0 Argélia

Helios Power - Prato parabólico 50,0 Chipre

Hidden Hills SEGS 2015 Torre solar 500,0 EUA

Ilanga CSP 1 2016 Cilindro parabólico 100,0 África do Sul

Kom Ombo CSP project - Cilindro parabólico 100,0 Egito

Maximus Dish project - Prato parabólico 75,0 Grécia

Mazara Solar - Torre solar 50,0 Itália

MINOS CSP tower - Torre solar 50,0 Grécia

Ordos Solar Thermal Power

Plant - Cilindro parabólico 50,0 China

Ouarzazate 2 - Torre solar 100,0 Marrocos

Ouarzazate 3 - Cilindro parabólico 200,0 Marrocos

Palen SEGS 2016 Torre solar 500,0 EUA

Pedro de Valdivia 2015 Cilindro parabólico 360,0 Chile

PTC50 Alvarado - Torre solar 50,0 Espanha

Rice Solar Energy Project 2016 Torre solar 150,0 EUA

Sundt Solar Boost - Linear Fresnel 5,0 EUA

TuNur - Torre solar 2.000,0 Tunísia

Xina Solar One 2016 Cilindro parabólico 100,0 África do Sul

Tabela 7 - Resumo da capacidade instalada e quantidade de plantas em desenvolvimento no mundo



Cilindro parabólico 8 1.080,00

Torre solar 10 3.528,00


Prato parabólico 2 125,00


PEDRO DE VALDIVIA

Essa planta está projetada para ser implantada na região de Antofagasta, Chile.

Será uma planta de 360 MW com produção anual estimada em 2.108 GWh. A área

47

construída será de 19,8 km², com 5.376 coletores instalados. Haverá também um

sistema de armazenamento térmico de 10,5 horas. A previsão é que a operação inicie em

2015 [26].

b) Torre solar

TUNUR

Essa é uma planta CSP torre solar de 2 GW, que está sendo desenvolvida pela

TuNur no Sul da Tunísia. Essa planta fornecerá energia em corrente contínua e alta

tensão (HVDC) para a Europa através de linhas de transmissão em terra e submarinas.

A Figura 40 ilustra o trajeto da transmissão. Além disso, sua geração anual estimada é

de 9.000 GWh.

Figura 40 – Planta TUNUR na Tunísia que despachará energia para a Europa [39]

PALEN SEGS

Essa planta, da BrightSource Energy, será construída em Riverside, Califórnia e

terá capacidade instalada de 500 MW, com produção anual estimada em 1.430 GWh. A

área construída será de 15,37 km² e é previsto que a operação inicie em 2016 [26].

48

4 Estudo de Caso

4.1 Procedimento Metodológico

O estudo de caso deste trabalho consiste na avaliação da viabilidade de

implantação de uma usina CSP de receptor central no Brasil. A metodologia utilizada

neste estudo consiste no uso do software SAM para auxiliar a análise de custos e

desempenho das plantas a serem simuladas nos locais do país com maior radiação solar

incidente. As plantas modeladas terão duas configurações: uma sem sistema de

armazenamento térmico, chamada de planta simples, que utilizará a tecnologia torre

solar com vapor direto, e a outra será uma planta com 7,5 horas de capacidade de

armazenamento, que utilizará a tecnologia torre solar com sal fundido. Nas duas

configurações as plantas terão capacidade instalada de 100MW, já que os dados de

custo para plantas no SAM utilizam como base uma planta de referência CSP com esta

capacidade [40]. Ao final das simulações serão apresentados os resultados e será feita

uma avaliação comparativa entre os custos e o desempenho dos dois tipos de plantas

entre si e nas diferentes localidades em estudo.

4.2 Software de Simulação - SAM

A escolha do software de simulação para este trabalho teve como base aqueles

considerados e utilizados pelo Sandia National Laboratories, cujas funções e trocas de

informações são ilustradas no modelo de pirâmide proposto por [41], como pode ser

visto na Figura 41. Esse modelo apresenta no topo os softwares para simulação do

sistema integrado, no meio os modelos de componentes e processos, e na base, os

parâmetros de entrada e distribuições. Também pode ser visto na pirâmide o fluxo de

informações dos códigos. Os sistemas integrados utilizam dados dos modelos de

componentes e parâmetros de entrada, e da mesma forma esses últimos utilizam os

dados dos modelos integrados, para aperfeiçoamento dos valores em busca de melhores

resultados.

49

Figura 41 – Modelo de pirâmide [41]

A Tabela 8 apresenta os softwares utilizados e considerados pelo Sandia National

Laboratories, separados por funcionalidade. Para este trabalho, foram analisados apenas

aqueles para simulação do desempenho do sistema integrado, apresentados na última

coluna da tabela.

Tabela 8 – Softwares separados por funcionalidade

Desempenho

do campo de

helióstatos

Desempenho do

receptor central

Fluido de

transferência de

calor

Ciclo de

potência Desempenho do

sistema integrado

ASAP CAVITY FLUENT GATECYCLE DELSOL

DELSOL DRAC/TOPAZ SAM IPSEPRO SAM

HELIOS FLUENT SOLERGY STEAMPRO SOLERGY

MIRVAL RADSOLVER TRNSYS - TRNSYS

SOLTRACE - - - -

O DELSOL é um software gratuito que inclui análises ópticas e econômicas. Ele é

usado para avaliar o LCOE e otimizar o layout do campo de helióstatos, dimensões do

receptor e altura da torre baseados nesse custo. Uma desvantagem deste código é que

apenas alguns dias de cada mês são usados na análise geral [41].

O SOLERGY é um software gratuito que simula a operação e a produção anual de

uma planta solar térmica, incluindo a energia parasita requerida em um dia. Este

programa representa as perdas térmicas em cada componente, incluindo as perdas nas

tubulações e no sistema de armazenamento [41].

50

O TRNSYS é um software comercial, desenvolvido pela Universidade de

Wisconsin. Este programa modela sistemas usando componentes modulares, cada um

representando um processo físico ou recurso do sistema. Os componentes incluem

coletores, trocadores de calor, tanques de armazenamento térmico, sistema hidráulico

(bombas, tubulação), controladores e ciclos de potência [41].

Por fim, foi escolhido o SAM, por ser um software gratuito, que calcula a energia

gerada hora a hora de um sistema em um ano, o custo da energia e outros indicadores.

Além disso, utilizado o DELSOL para otimizar a posição dos helióstatos e o mecanismo

de simulação do TRNSYS para calcular o fluxo de energia por hora [41], mostrando-se

um programa mais completo.

O SAM, inicialmente chamado “Solar Advisor Model”, é um software que foi

desenvolvido pelo NREL (National Renewable Energy Laboratory), principal

laboratório de pesquisa e desenvolvimento de energias renováveis e eficiência

energética dos EUA, em colaboração com o Sandia National Laboratories em 2005.

Primeiramente, este software foi criado para uso interno no Solar Energy Technologies

Program do DOE (U.S. Department of Energy), para análise das oportunidades de

crescimento da tecnologia solar. Em 2007, o NREL lançou a primeira versão pública do

software, disponibilizada gratuitamente em seu site, e em 2010, o nome deste foi

alterado para “System Advisor Model” [41]. A tela inicial do software pode ser vista na

Figura 42.

Figura 42 – Tela de abertura do SAM

Fonte: Software SAM versão 2013.9.20

51

A estrutura do SAM, apresentada na Figura 43, consiste em uma interface do

usuário, um mecanismo de cálculo e uma interface de programação. A interface do

usuário é a parte do SAM que pode ser vista. Nela é permitido o acesso às variáveis de

entrada e controles de simulação e é onde são exibidos os gráficos e tabelas de

resultados. O mecanismo de cálculo executa simulações hora a hora do desempenho de

um sistema de energia e, um conjunto de cálculos financeiros anuais que geram o fluxo de

caixa e os indicadores financeiros do projeto. A interface de programação permite que o

SAM interaja com programas externos [42].

Figura 43 – Estrutura do SAM [42]

O SAM consiste em um modelo financeiro e de desempenho projetado para

facilitar a tomada de decisão acerca de projetos de energia renovável. Este software

realiza previsões de desempenho e estimativas de custo da energia para projetos

elétricos conectados à rede com base em custos operacionais e de instalação e de

parâmetros do sistema que o usuário especifica como entradas do modelo [41].

O modelo de desempenho faz cálculos hora a hora da operação e geração elétrica

para as tecnologias fotovoltaica, CSP cilindro parabólico, CSP receptor central, CSP

Linear Fresnel, CSP prato parabólico, térmica convencional, aquecimento solar de água,

energia eólica, energia geotérmica e térmica a biomassa. A Figura 44 mostra a tela do

software para seleção da tecnologia a ser modelada. Já o modelo financeiro utiliza os

resultados do modelo de desempenho e calcula o fluxo de caixa anual durante o período

52

desejado de acordo com as condições de financiamento do projeto [12]. O SAM inclui

modelos financeiros para projetos residenciais, comerciais e de concessionárias.

Figura 44 – Página inicial do SAM para escolha da tecnologia


Criar um arquivo SAM envolve escolher o modelo de desempenho e modelo

financeiro para representar o projeto. Ao selecionar a tecnologia, o SAM preenche

automaticamente as variáveis de entrada com um conjunto de valores padrão. Depois de

criar o arquivo, o usuário pode modificar as entradas para fornecer informações acerca

da localização do projeto, do tipo de equipamento do sistema, custo de instalação e

operação do sistema, e dados de financiamento e de incentivos. Um estudo típico

utilizando este software envolve rodar as simulações, examinar os resultados, revisar as

entradas, e repetir esse processo até que o usuário entenda e tenha confiança nos

resultados [41].

Como a tecnologia solar ainda está em desenvolvimento, os incentivos financeiros

a elas são muito importantes, e o SAM trata essa questão com maior atenção,

fornecendo uma grande variedade de opções de incentivo. No modelo financeiro é

possível simular incentivos fiscais, de crédito, por geração de energia, por potência

53

instalada, etc. Porém, os modelos fornecidos pelo software são baseados na realidade do

setor elétrico norte-americano, e o Brasil possui uma estrutura de financiamento e

taxação diferente dos EUA, daí a importância de um tratamento adequado dos dados no

SAM para executar simulações que incorporem a realidade brasileira [14].

4.3 Escolha da Tecnologia CSP

4.3.1 Torre Solar

Como apresentado no Capítulo 3 deste trabalho, a tecnologia CSP cilindro-

parabólico é atualmente a mais difundida no mundo, consequentemente muitas

simulações já foram realizadas utilizando esta tecnologia, como em [12], [13], [14] e

[15]. Por outro lado, a tecnologia CSP de receptor central, apesar de ser mais recente

que a cilindro-parabólico, já está bem estabelecida desde a conclusão da planta

comercial PS10, na Espanha, e está crescendo em níveis comerciais ao redor do mundo,

com muitas plantas em fase de construção e desenvolvimento. As tecnologias cilindro

parabólico e torre solar possuirão, em 2017, 94% da capacidade instalada em CSP no

mundo [43].

Além do crescimento, outro fator relevante na decisão pela tecnologia torre solar

neste trabalho é sua operação com temperaturas mais elevadas, o que torna o

armazenamento térmico mais atraente economicamente e consequentemente aumenta o

benefício operacional devido ao despacho em horários sem radiação solar [44]. Outros

benefícios desta tecnologia são esperados devido ao crescimento da capacidade

instalada no mundo, que indica para melhorias em torno de seus principais

componentes, como o design dos helióstatos, sistema de rastreamento, otimização do

campo solar, campos multi-torre e receptores alternativos [45]. Todas as melhorias

visam principalmente a redução no custo e o aumento da eficiência da planta CSP.

No Brasil, apesar de os estudos e o desenvolvimento da tecnologia CSP ser

incipiente, os primeiros passos estão sendo dados com o projeto Helioterm, apresentado

na seção 1.1, que terá como próxima etapa o desenvolvimento de uma planta-piloto com

a tecnologia torre solar em Petrolina, PE [11]. Isso indica a chegada desta tecnologia ao

54

Brasil, sendo interessante a avaliação das melhores localidades no país para a

implantação de uma usina CSP de receptor central, verificando a viabilidade em termos

de custos e desempenho da planta.

Conforme descrito na metodologia, serão feitas simulações em diversas

localidades do Brasil, em duas configurações diferentes para a tecnologia CSP de

receptor central:

Torre Solar sem armazenamento térmico

Torre Solar com armazenamento térmico de 7,5 horas

Além disso, as plantas simuladas terão capacidade instalada de 100MW, já que os

dados de custo para plantas no SAM utilizam como base uma planta de referência CSP

com esta capacidade [40].

4.3.2 Campo de Helióstatos

O helióstato é o elemento principal dos sistemas de receptor central,

representando cerca de 40% do custo total da instalação [42]. Ele é composto

basicamente por uma superfície espelhada, uma estrutura de suporte, mecanismos de

movimentação e um sistema de controle com alto nível de precisão. Sua função

essencial é a de coletar a radiação solar incidente e refleti-la em um receptor localizado

em uma torre no centro do campo solar. A Figura 45 mostra um exemplo de helióstato,

o modelo ASUP 140 da Abengoa.

Figura 45 – Helióstato modelo ASUP 140 [46]

55

O campo de helióstatos de uma planta torre solar é composto, geralmente, por

uma grande quantidade de helióstatos individuais. Essa quantidade depende das

dimensões de cada helióstato e da capacidade do sistema solar térmico pretendido.

Além disso, esse campo pode variar de acordo com a geometria dos helióstatos, que

podem ser retangulares ou circulares [47].

Independentemente da geometria, os helióstatos estão sujeitos a perdas ópticas

que resultam em uma radiação solar refletida em suas superfícies menor que a radiação

incidente. Os principais mecanismos de perdas que afetam o desempenho do campo de

helióstatos são:

a) Efeito cosseno

Atenuação devido ao ângulo entre o feixe de radiação solar incidente e um vetor

normal à superfície do helióstato. Quanto maior for este ângulo maior será a perda

(cosseno se aproxima de zero), e quanto menor for o ângulo menor será perda (cosseno

se aproxima da unidade). Este efeito é responsável pelas perdas mais significativas de

uma planta torre solar. A Figura 46 ilustra este efeito.

Figura 46 - Efeito cosseno em planta torre solar [48]

56

b) Reflexão do receptor

Outra forma de perda é pela reflexão da radiação da superfície do receptor. A

fração da radiação incidente no receptor que é refletida depende da absorvidade do

revestimento da superfície receptora e do ângulo de incidência da radiação solar. A

Figura 47 mostra um gráfico com a relação entre a absorção do receptor e o ângulo de

incidência da radiação solar.

Figura 47 - Razão entre absorção solar e ângulo de incidência da radiação [47]

c) Dispersão atmosférica

Perda devido à dispersão do feixe de radiação refletida do helióstato ao receptor.

Esta perda é em função da distância do helióstato ao receptor, umidade relativa do ar e

da altitude geográfica da planta.

d) Desfocagem

A perda por desfocagem é a proporção da radiação refletida que não intercepta a

superfície do receptor. Ela é uma função da precisão do rastreamento, da uniformidade

da superfície, do movimento de oscilação da torre, da forma do sol (o sol age como um

disco em vez de um ponto ao emitir o feixe de radiação) e fatores ambientais como

velocidade do vento e assentamento da fundação do helióstato. Esses fatores contribuem

para uma radiação errante a partir do seu caminho pretendido até o receptor e distorcida

de sua forma originada por um helióstato. A Figura 48 ilustra este efeito.

57

Figura 48 - Desfocagem do helióstato, com a imagem refletida real maior que a ideal [47]

e) Sombreamento e bloqueio

Perdas por sombreamento e bloqueio são funções exclusivamente da posição de

um helióstato em relação ao outro no campo. Sombreamento ocorre quando a radiação

solar é impedida de atingir um helióstato por um helióstato vizinho. Já o bloqueio

ocorre quando a imagem refletida pelo helióstato é obstruída de alcançar o receptor por

um helióstato adjacente. A Figura 49 ilustra as perdas por sombreamento e bloqueio.

Figura 49 - Perdas por sombreamento e bloqueio [48]

58

f) Eficiência do campo de helióstatos

Essa perda é causada pela refletividade dos helióstatos. Apesar de apresentarem

refletividade acima de 90% atualmente, o envelhecimento e a sujeira reduzem este valor

[48].

g) Manutenção

Alguns helióstatos são inviáveis devido à frequente necessidade de limpeza e

manutenção [47].

h) Precisão do controlador e rastreamento do campo

Inclui especificamente inclinação do eixo rotacional, granularidade do sistema de

controle, refração atmosférica, curvatura da estrutura do helióstato devido à gravidade

ou vento, alinhamento do espelho, algoritmo de erro da posição do sol, erro no tempo de

computação, erro no tempo de transmissão.

Como dito na seção 2.3.2, uma das vantagens da tecnologia CSP de receptor

central se comparada às outras, como a de cilindro-parabólico ou a Fresnel é que o

receptor opera com eficiência térmica mais elevada devido à alta concentração de fluxo

incidente em sua superfície. Porém, diferentemente das outras tecnologias CSP, em uma

planta torre solar a radiação refletida pelos helióstatos viajam por longa distância até o

receptor montado na torre. Essa distância pode ser de 1 km ou mais para grandes plantas

[47]. Com essa distância entre os helióstatos e o receptor, além das perdas ópticas

apresentadas anteriormente, é necessário a construção, instalação e controle precisos da

planta.

Visando a viabilidade econômica do projeto, consequentemente com reduzida

quantidade de perdas, devem ser escolhidos os melhores valores para os parâmetros de

entrada do modelo de desempenho da planta em estudo. A planta tipo torre solar requer

a otimização da altura da torre, geometria do receptor e dos espelhos e distribuição dos

helióstatos em torno do receptor. Neste trabalho, essa otimização será feita através da

ferramenta Optimization Wizard do SAM, cuja função será apresentada adiante.

59

4.3.3 Torre e Receptor

A função básica da Torre é de suporte para o receptor, que deve ser projetado para

ficar a uma altura para minimizar o impacto que as sombras e bloqueios da luz solar

possam causar sobre os helióstatos. O receptor é o dispositivo posicionado no alto da

torre que recebe toda a radiação solar refletida pelos helióstatos e a converte em energia

térmica, transmitindo-a para um dispositivo de transferência de calor.

Como já dito anteriormente, a tecnologia CSP torre solar opera com elevadas

concentrações de fluxo de radiação, de 600 a 1200 vezes os níveis de radiação normal

direta terrestre [47]. Esta concentração de radiação cria grandes desafios de projeto e

operação para assegurar que o fluxo de energia solar concentrada seja distribuído

uniformemente sobre a superfície do receptor, evitando a falha térmica.

Existem duas configurações básicas de receptores: receptor externo e receptor de

cavidade. O receptor externo consiste em um conjunto de painéis receptores arranjados

em forma de um cilindro vertical no topo da torre. Já o receptor de cavidade, também é

formado por um conjunto de painéis receptores, mas estes ficam alocados no interior de

uma cavidade aberta, proporcionando maior proteção das condições ambientais [47].

Apesar de o receptor externo ficar mais exposto às intempéries climáticas, prejudicando

sua eficiência térmica, esta configuração permite que o campo de helióstatos circunde a

torre em 360º. Em contrapartida, os receptores de cavidade aumentam a eficiência

térmica devido à maior proteção, porém a configuração do campo fica limitada a um

ângulo, normalmente, de 120º ao redor da torre. A Figura 50 mostra a imagem dos dois

tipos de receptores.

Figura 50 – Receptor de cavidade (à esquerda) [49] e externo (à direita) [35]

60

No SAM, para modelar a torre e o receptor da planta sob as condições citadas,

existe uma página com as variáveis que especificam a geometria desse sistema coletor

de calor. O modelo do receptor usa relações termodinâmicas e transferência de calor

semi-empírica para determinar o desempenho térmico do receptor. Isso permite que o

modelo represente uma ampla variedade de geometrias sem desviar de um sistema de

referência [42]. Os valores dos parâmetros de entrada para torre e receptor também são

selecionados pela ferramenta Optimization Wizard apresentada na seção 4.5.1.1.3.

4.3.4 Bloco de Potência

Sistemas de aproveitamento solar, como as plantas heliotérmicas, podem ser

utilizados apenas para coletar o calor da radiação solar. Porém, nos casos em que se

deseja transformar esta radiação solar em energia mecânica ou elétrica, é necessário

utilizar um sistema que converta a energia térmica em alguma dessas energias. Esta

conversão é realizada pelo chamado bloco de potência, que, através de um ciclo

termodinâmico (Rankine), transmite a energia térmica da radiação solar concentrada a

um fluido de trabalho que gera vapor a alta pressão e faz operar uma turbina acoplada a

um gerador elétrico, produzindo eletricidade.

Nas plantas termo solares é normalmente utilizado o ciclo de turbina a vapor.

Neste ciclo, o vapor pressurizado move uma turbina, convertendo energia térmica em

mecânica. Mas quando se deseja maximizar a produção, por exemplo, gerando

eletricidade nos momentos em que não haja sol, é possível utilizar o ciclo combinado.

Este ciclo consiste em aproveitar os gases e o vapor gerado pelo ciclo de turbina a gás

em uma turbina a vapor para produção de energia mecânica extra. Plantas que utilizam

este sistema são chamadas de híbridas.

4.3.4.1 Ciclo de Rankine

O ciclo de Rankine é um ciclo termodinâmico que modela turbinas a vapor. Este é

o ciclo mais utilizado em sistemas de geração heliotérmica, e se baseia em quatro

processos, apresentados na ilustração da Figura 51:

61

1) Bombeamento adiabático (sem troca de calor)

2) Transformação da água em vapor a pressão constante na caldeira

3) Expansão adiabática na turbina

4) Condensação do vapor a pressão constante no condensador

Figura 51 – Ciclo de Rankine [50]

Nas plantas termo solares, o processo de conversão da energia térmica em elétrica

se inicia quando o fluido de transferência de calor (HTF) entra no receptor (caldeira)

recebendo energia térmica da radiação solar, provocando seu sobreaquecimento e

evaporação. Em seguida, o vapor produzido passa pelo coletor de vapor (reaquecedor) e

segue em direção à turbina (expansor), onde se expande cedendo energia mecânica, que

é usada para mover um gerador elétrico que produzirá eletricidade. A temperatura do

vapor é reduzida ao alcançar o condensador, que extrai seu calor residual e o transforma

em líquido novamente. Por fim, o HTF (líquido) tem sua pressão elevada por uma

bomba e retorna a caldeira, iniciando novamente o ciclo. A operação de uma planta CSP

torre solar está ilustrado na Figura 52. Este tipo de operação, com uso de água como

fluido de transferência de calor, será utilizado na modelagem da planta simples com

vapor direto deste trabalho.

62

Figura 52 – Funcionamento de uma planta CSP de receptor central com vapor direto [51]

4.3.5 Armazenamento de Energia

O sistema de armazenamento de energia consiste em armazenar a energia térmica

coletada no campo solar em um local isolado, para uso durante os períodos de ausência

de radiação solar, como em dias nublados e durante as noites. Este sistema reduz o

problema da intermitência solar, permitindo uma melhor regulação da eletricidade

entregue à rede elétrica e uma maior estabilidade do sistema [47].

A planta com sistema de armazenamento deste trabalho, modelada no SAM, é do

tipo indireto, operando com um par de tanques frio e quente para o armazenamento

térmico, como descrito na seção 2.3.2, e o fluido de trabalho é o sal fundido. A operação

de uma planta CSP torre solar com essa configuração é ilustrada na Figura 53.

63

Figura 53 - Funcionamento de uma planta CSP de receptor central com sal fundido [52]

Conforme exposto anteriormente, neste estudo de viabilidade serão simuladas

duas configurações para a planta CSP torre solar, uma sem armazenamento e outra com

capacidade de armazenamento (TES) de 7,5 horas. Este valor foi escolhido com base na

dissertação de [53]. Muitas plantas cilindro-parabólico em operação e construção

apresentam armazenamento de 6 horas, mas como a tecnologia de receptor central opera

com maiores temperaturas, tornando o armazenamento térmico mais viável

economicamente [44], optou-se por uma planta CSP torre solar com armazenamento de

7,5 horas. Além disso, essa capacidade já é estabelecida em algumas plantas em

operação e construção, além de reduzir os custos nivelados da energia e não aumentar

expressivamente a área do campo solar. Na modelagem é necessário definir a

capacidade de armazenamento em horas, o fluido de armazenamento (pode ser o mesmo

do HTF), a altura do tanque, o coeficiente de perda térmica do tanque e as temperaturas

dos tanques frio e quente.

4.4 Localidade e Recurso Solar

Para o estudo da viabilidade da implantação de uma usina CSP torre solar no

Brasil, serão feitas simulações em vários municípios do país, de forma a comparar os

resultados de desempenho e custos da planta em cada localidade. Para tanto, será

64

utilizado o mapa solar brasileiro para definir as regiões com maior incidência solar para

um melhor aproveitamento desta fonte.

Utilizando-se o GeoSpatial Toolkit, software GIS desenvolvido pelo NREL com

financiamento da UNEP com dados do Programa “Solar and Wind Energy Resource

Assessment” (SWERA), foi obtido o mapa de irradiação normal direta no Brasil,

apresentado na Figura 54.

Figura 54 - Irradiação Normal Direta (DNI)

Fonte: Geospatial Toolkit (2013)

Por este mapa, pode ser observado que os melhores índices de radiação normal

direta (DNI) estão localizados principalmente no estado da Bahia e São Paulo, existindo

bons índices também em partes do Piauí, Goiás, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais e

Paraná. Na Figura 55 podem ser vistos em destaque as áreas com os maiores índices de

DNI no Brasil, acima de 2.000 kWh/m²/ano ou 5,5 kWh/m²/dia.

Figura 55 - Irradiação Normal Direta acima de 2.000 kWh/m²/ano

Fonte: Geospatial Toolkit (2013)

65

Para simulação da planta termo solar no SAM, são requeridos como parâmetros

de entrada do recurso solar dados climatológicos em base horária, totalizando 8.760

valores de cada parâmetro. O software faz a leitura dos arquivos em três formatos:

typical meteorological year 2 (.tm2), typical meteorological year 3 (.csv) e EnergyPlus

(.epw). Para os modelos CSP são necessários, em um dos três formatos citados, dados

de pressão atmosférica, temperatura do ponto de orvalho, temperatura de bulbo seco,

temperatura de bulbo úmido, umidade realtiva do ar, radiação direta normal (DNI),

radiação global horizontal, hora do dia, latitude, longitude, altitude e velocidade do

vento [12].

Esses dados climáticos em base horária não são fornecidos para qualquer

localidade. Enquanto os EUA possuem arquivos de dados TMY (Typical

Meteorological Year) para 1.020 localidades em seu território [54], o Brasil possui

apenas 20 localidades com esses dados climatológicos detalhados, no formato

EnergyPlus: Belém, Belo Horizonte, Boa Vista, Bom Jesus da Lapa, Brasília, Campo

Grande, Cuiabá, Curitiba, Florianópolis, Fortaleza, Jacareacanga, Manaus, Petrolina,

Porto Nacional, Porto Velho, Recife, Rio de Janeiro, Salvador, Santa Maria e São Paulo.

Esses dados são fornecidos no site do U. S. Department of Energy, como pode ser visto

na Figura 56.

Figura 56 - Base de dados climáticos do Brasil

Fonte: U.S. Department of Energy

66

Os principais dados climáticos, como radiação normal direta, radiação global

horizontal, temperatura de bulbo seco e velocidade do vento, disponíveis para essas 20

cidades brasileiras são apresentados na Tabela 9.

Tabela 9 - Dados meteorológicos detalhados para 20 cidades brasileiras

Cidade

Radiação

Direta Normal

[kWh/m²/ano]

Radiação

Global

horizontal

[kWh/m²/ano]

Temperatura

de bulbo seco

[°C]

Velocidade

do vento

[m/s]

Belém 1.020,8 1.856,4 26,5 2,1

Belo Horizonte 1.856,0 1.915,8 22,0 1,7

Boa Vista 1.314,4 1.921,9 28,5 3,6

Bom Jesus da Lapa 2.198,5 2.143,2 26,1 1,6

Brasília 1.737,2 1.962,6 21,3 2,1

Campo Grande 1.785,0 1.927,8 24,0 3,9

Cuiabá 1.539,6 1.948,7 26,7 2,0

Curitiba 1.223,2 1.520,9 17,2 3,0

Florianópolis 1.424,6 1.647,2 20,7 3,3

Fortaleza 1.593,9 2.009,9 27,2 3,8

Jacareacanga 1.153,9 1.814,2 25,9 0,5

Manaus 1.144,2 1.743,3 26,8 1,0

Petrolina 1.833,7 2.076,0 26,8 4,1

Porto Nacional 1.868,8 2.078,0 27,1 1,1

Porto Velho 1.255,5 1.859,8 26,3 1,0

Recife 1.519,8 1.979,6 27,1 3,2

Rio de Janeiro 1.608,5 1.843,3 24,0 2,4

Salvador 1.679,9 1.926,3 25,9 2,1

Santa Maria 1.402,2 1.626,4 19,5 2,4

São Paulo 1.275,3 1.678,6 19,5 2,5

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do SAM

O índice de DNI mínimo recomendado para projetos de plantas heliotérmicas é

amplamente discutido na literatura científica, com valores sugeridos de 1.700

kWh/m²/ano [55] até 2.400 kWh/m²/ano [56]. No Brasil, como muitas localidades cujos

dados climáticos são fornecidos, possuem índice de radiação normal direta abaixo de

1.700 kWh/m²/ano, neste trabalho as simulações serão feitas em todos os municípios

com DNI acima de 1.600 kWh/m²/ano, são eles: Belo Horizonte, Bom Jesus da Lapa,

Brasília, Campo Grande, Petrolina, Porto Nacional, Rio de Janeiro e Salvador. Vale

ressaltar que para essas simulações de custos e desempenho não foram avaliados

67

critérios geográficos como declividade do terreno, terras indígenas, áreas urbanas,

reservatórios de usinas hidrelétricas, corpos d’água, uso do solo, distâncias das

subestações, disponibilidade hídrica e requerimento mínimo de área, tomou-se como

base apenas os dados meteorológicos.

4.5 Simulações

Neste estudo, será avaliada a implementação de uma planta torre solar simples,

sem armazenamento de energia, e de uma planta torre solar com armazenamento de 7,5

horas. Para exemplificar a modelagem e simulação das plantas heliotérmicas, será feito

o desenvolvimento para a cidade de Bom Jesus da Lapa, que possui o maior índice de

DNI entre as oito cidades as quais serão feitas simulações. Em seguida serão

apresentados os resultados para as demais localidades e será feita a avaliação da

viabilidade de acordo com o custo da energia e o desempenho das plantas simuladas.

4.5.1 Caso de Bom Jesus da Lapa

4.5.1.1 Parâmetros de Entrada

Os parâmetros de entrada dos modelos de desempenho e financeiro são os dados

climáticos, as configurações do campo de helióstatos, da torre e do receptor, o fluido de

transferência de calor (HTF), capacidade nominal da planta, temperaturas de operação

do HTF, configurações do sistema de armazenamento, custos dos componentes,

especificações de financiamento e incentivos. A seguir são listados os parâmetros mais

específicos com uma breve descrição e justificativa dos valores utilizados para a

simulação. Ao final é apresentada uma tabela com o resumo de todas as entradas dos

modelos.

4.5.1.1.1 Dados Climáticos e Irradiação de Projeto

Os dados climáticos da cidade de Bom Jesus da Lapa, para a simulação das

plantas, estão apresentados na Tabela 10.

68

Tabela 10 - Informações da localização e dados climáticos de Bom Jesus da Lapa

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados do SAM

Informações

da localidade

Cidade Bom Jesus da

Lapa

Estado Bahia

Fuso horário GMT -3

Altitude 458 m

Latitude -13,27°

Longitude -43,42°

Dados

climatológicos

anuais

Radiação direta

normal 2198,5 kWh/m²

Radiação

global

horizontal

2143,2 kWh/m²

Temperatura

de bulbo seco 26,1°C

Velocidade do

vento 1,6 m/s

A irradiação de projeto, em W/m², é aquela para a qual é dimensionada a área de

abertura dos helióstatos para operar o bloco de potência. Recomenda-se determinar essa

irradiação como a média das máximas diárias na localidade [42].

Neste trabalho, a irradiação de projeto para a cidade de Bom Jesus da Lapa é

calculada a partir do gráfico da média mensal de DNI no município, apresentado na

Figura 57 e obtido através do software DView. Exportando-se os dados do gráfico e

visualizando-se os valores exatos das médias mensais, é obtida uma irradiação de

projeto de 769 W/m² para o município de Bom Jesus da Lapa.

69

Figura 57 – Média mensal de DNI em Bom Jesus da Lapa


4.5.1.1.2 Helióstatos, Torre e Receptor

O SAM utiliza valores padrões para geometria dos helióstatos, com 12,2 m de

altura e 12,2 m de largura, com razão de área reflexiva de 0,97. Além disso, o ângulo de

extensão do campo de helióstatos em torno da torre é de 360º, por ter sido optado pelo

receptor externo na modelagem da planta.

As dimensões da torre e do receptor são calculadas pelo SAM de acordo com o

múltiplo solar escolhido, que será apresentado adiante.

4.5.1.1.3 Múltiplo Solar

O múltiplo solar é um parâmetro importante para otimizar tanto o projeto da

planta como a energia térmica necessária para assegurar que o bloco de potência seja

efetivamente utilizado durante todo o ano. Este parâmetro é a relação entre o tamanho

real do campo solar e aquele que seria necessário para alcançar a capacidade elétrica do

projeto, no momento de incidência da irradiação de projeto. Para garantir que o bloco de

potência seja efetivamente utilizado durante o ano, o múltiplo solar é normalmente

70

maior que a unidade e seu valor típico fica entre 1,3 e 1,4. Pode ser ainda maior (acima

de 2,0) se a planta tiver um sistema de armazenamento de seis horas [24].

No SAM, o valor do múltiplo solar pode ser preenchido na página de

configuração da torre e receptor. Porém, neste trabalho seu valor será gerado pela

ferramenta Optimization Wizard de forma combinada à altura da torre, com o valor

correspondente ao menor LCOE (Levelized Cost of Energy).

O Optimization Wizard é uma ferramenta do SAM utilizada nas simulações deste

trabalho, cujo código fundamental é baseado no código do DELSOL3 do Sandia

National Laboratories. Essa ferramenta simplifica a tarefa de escolher valores para uma

quantidade relativamente grande de parâmetros de entrada requeridos para especificar o

campo solar e o receptor da torre solar. Seu funcionamento consiste na busca de um

conjunto de valores ótimos, o qual resulta no menor LCOE. Devido ao campo de

helióstatos ser a parte de maior custo de uma planta de torre solar, correspondendo entre

30-40% do custo total da instalação, otimizar seu tamanho é uma etapa crítica para

minimizar os custos totais do projeto [42].

Para o caso da planta torre solar simples, o múltiplo solar utilizado na simulação

será de 1,4. Como pode ser visto no gráfico da Figura 58, este valor corresponde ao

menor custo nivelado de energia (LCOE).

Figura 58 – Gráfico para otimização do múltiplo solar em relação ao menor LCOE, planta simples

Fonte: Elaboração própria com dados do SAM

De forma semelhante, para a planta com armazenamento foram feitas simulações

para otimizar o múltiplo solar correspondente ao menor LCOE, em função da

quantidade de horas de armazenamento. Analisando-se o gráfico da Figura 59, percebe-

29,0

30,0

31,0

32,0

33,0

34,0

35,0

36,0

37,0

1,00 1,10 1,20 1,30 1,40 1,50 1,60 1,70 1,80 1,90 2,00

LC

OE

(¢

/kW

h)

Múltiplo solar

71

se que aumentando-se a capacidade de armazenamento da planta, o custo nivelado da

energia diminui, porém, para um TES maior que 7,5 horas, o tamanho do campo de

helióstatos e a altura da torre aumentam significativamente, inviabilizando o projeto e

por isso não será utilizado outro valor nesta análise. Assim, para a planta com TES de

7,5 horas deste trabalho o múltiplo solar ótimo é de 2,75.

Figura 59 - Gráfico para otimização do múltiplo solar em relação ao menor LCOE, planta com

armazenamento

Fonte: Elaboração própria com dados do SAM

4.5.1.1.4 Potência da Planta

A potência da planta de receptor central em estudo é de 100MW. Essa escolha é

devido a base de custos do SAM utilizar estudos do NREL para custos nos EUA de

plantas de 100MW, com isso há maior disponibilidade de dados para essa potência.

Além disso, a eficiência de conversão do ciclo é de 0,412, valor padrão do SAM para

este tipo de tecnologia.

4.5.1.1.5 Modelo Financeiro

Os modelos financeiros do SAM são baseados no mercado dos EUA. Portanto, os

parâmetros financeiros deverão ser tratados e escolhidos de forma que as simulações se

aproximem ao máximo da realidade brasileira. Para isso, neste trabalho será utilizado o

modelo mais genérico do sistema, designado a produtores independentes (IPP), de

forma que o analista possa alterar as variáveis de entrada. Mas vale ressaltar que no

Brasil não existem dados oficiais de custos associados à tecnologia CSP, o que não

25,0

27,0

29,0

31,0

33,0

35,0

37,0

1,50 1,75 2,00 2,25 2,50 2,75 3,00 3,25 3,50

LC

OE

(¢

/kW

h)

Múltiplo solar

TES = 3,0 horas

TES = 4,5 horas

TES = 6,0 horas

TES = 7,5 horas

TES = 9,0 horas

72

invalida este estudo já que a avaliação será comparativa e o modelo financeiro será o

mesmo utilizado em todas as simulações.

O SAM oferece dois modos de solução para este modelo de sistema. No primeiro,

o analista especifica a taxa interna de retorno (TIR) como parâmetro de entrada e o

SAM usa um algoritmo de busca para encontrar o preço do PPA (Power Purchase

Agreement) requerido para atingir a TIR. No segundo modo, o analista especifica o

preço do PPA como parâmetro de entrada e, o SAM calcula a TIR resultante [42]. Neste

trabalho será utilizado apenas o primeiro modo.

No modelo em questão, os principais parâmetros financeiros de entrada são

apresentados na Tabela 11 com suas respectivas descrições.

Tabela 11 - Parâmetros financeiros de entrada

Fonte: Elaboração própria

Parâmetro Descrição

Taxa Interna de Retorno Taxa interna de retorno mínima como meta do projeto

Prazo do empréstimo Número de anos requeridos para pagar o empréstimo

Taxa de empréstimo Taxa de juros anual do empréstimo

Período de análise Número de anos abrangidos pela análise, normalmente

equivalente à vida útil da planta

Taxa de inflação Taxa de variação anual dos custos, normalmente baseada

em um índice de preço

Taxa real de desconto Medida do valor do dinheiro no tempo, expresso como

uma taxa anual

Impostos Impostos federal, estadual e sobre vendas

Taxa de seguro Taxa anual de seguro aplicada sobre o custo instalado

total do projeto

Depreciação Depreciação anual no valor da propriedade

Imposto sobre

propriedade

Imposto aplicado ao valor do projeto em cada ano do

fluxo de caixa do mesmo

Valor residual líquido Valor residual em percentual do custo instalado total

Os valores dos parâmetros financeiros utilizados neste trabalho foram escolhidos

com base naqueles propostos por [14] e [53]. Na análise financeira em sua dissertação,

[14] leva em consideração uma estrutura de tributos (taxas, contribuições e impostos),

marco regulatório e políticas de incentivo para projetos de energia alternativa. Assim, é

considerado para este trabalho o mesmo cenário base com um valor de tributo federal de

73

34% (aproximadamente 27% de imposto de renda e 7% de contribuições). Além disso, é

utilizada a contingência de 20% do total de custos instalados, valor conservador se

comparado aos 7% padrão do SAM ou aos 10% proposto por [13]. A depreciação

utilizada na simulação é a linear em 10 anos, proposta por [12].

Para o seguro, é mantido o valor padrão do SAM, 0,5% do total de custos

instalados, que é um valor usado habitualmente para projetos CSP [57]. No cenário

utilizado neste trabalho será considerada a inserção de um financiamento através do

BNDES com a linha FINEM, usando uma taxa de 7,4% ao ano, com prazo de

amortização de 16 anos e fração de divida de 70%, este cenário foi escolhido com base

em [14].

Os demais parâmetros financeiros foram escolhidos a partir da dissertação de

[53], assim é utilizada uma taxa de desconto de 10% ao ano, taxa interna de retorno de

15% ao ano, e período de análise de 30 anos.

4.5.1.1.6 Custos dos Componentes

O SAM divide os custos da planta em 4 grupos: custos diretos de capital, custos

indiretos de capital, custos totais instalados e custos de operação e manutenção. Os

custos diretos de capital incluem a preparação do terreno, o campo solar (helióstatos,

receptor e sistema de rastreamento), sistema de armazenamento, sistema de backup,

bloco de potência, contingência, custo fixo da torre, custo de referência do receptor e o

custo direto total. Os custos indiretos de capital incluem engenharia, projeto e

construção (EPC), custo da terra e o custo indireto total. O custo total instalado inclui a

soma dos custos direto e indireto totais. Por fim, o grupo dos custos de operação e

manutenção inclui o custo fixo anual, custo fixo por capacidade, custo variável por

energia gerada e custo do combustível fóssil.

No Brasil não existem dados oficiais acerca dos parâmetros de custos dos

componentes das tecnologias CSP. Portanto, os valores utilizados na modelagem das

plantas são os padrões propostos pelo SAM, com base nos custos utilizados nos EUA.

Isso não invalida os resultados deste trabalho já que o objetivo principal é fazer uma

avaliação comparativa das tecnologias modeladas em locais diferentes.

74

4.5.1.2 Parâmetros de saída

4.5.1.2.1 Custo Nivelado de Energia Elétrica (LCOE)

Um dos parâmetros de saída do SAM, para avaliação do custo do sistema de

geração de energia simulado, é o custo nivelado de energia elétrica (do inglês “Levelized

cost of energy”). O LCOE é a relação entre os custos totais, incluindo custos de

instalação, custos de financiamento, taxas, custos de operação e manutenção, valor

residual e incentivos ao longo da vida útil do projeto e a geração de eletricidade nesse

período [58]. Ele também é chamado de custo unitário nivelado ou custo de geração

nivelado [13].

O LCOE permite que tecnologias alternativas sejam comparadas quando

diferentes escalas de operação, diferentes períodos de investimento, ou ambos existem.

Por exemplo, o LCOE pode ser usado para comparar o custo da energia gerada por uma

fonte renovável com aquela produzida a partir de fonte convencional fóssil [59]. Com

relação ao aspecto econômico, atualmente o LCOE da grande maioria das tecnologias

renováveis é mais alto do que o de tecnologias convencionais.

Para os projetos de mercado de concessionária produtora independente de energia

o SAM utiliza o LCOE como um montante que o projeto deve receber para cada

unidade de eletricidade que o projeto vende para cobrir os custos de financiamento,

instalação, operação e para atender as restrições financeiras do projeto, representadas

pelo valor residual e incentivo [42].

Para todas as opções de financiamento, o SAM calcula os valores de LCOE real e

nominal. O LCOE real é o valor ajustado pela inflação. O LCOE nominal é o valor

monetário atual. A escolha entre LCOE real e nominal depende da análise. O real é mais

apropriado para análises em longo prazo, considerando muitos anos de inflação durante

a vida útil do projeto, enquanto o nominal é mais apropriado para análises de curto

prazo [42]. O cálculo do LCOE real e nominal é feito a partir da receita do projeto pelas

vendas de eletricidade no ano, da produção anual, período de análise e taxa de desconto

real (com inflação) e nominal (sem inflação). Neste trabalho, como não são

75

consideradas taxas de inflação, os LCOE real e nominal serão iguais, não havendo

distinção na apresentação dos resultados.

4.5.1.2.2 Produção Anual e Fator de Capacidade

O SAM fornece como parâmetros de saída da simulação, além do LCOE, a

quantidade de energia elétrica gerada pelo sistema em um ano e o fator de capacidade,

que é a razão entre a energia produzida em um ano e a geração nominal da planta.

4.5.1.3 Resultados em Bom Jesus da Lapa

A Tabela 12 apresenta o resumo dos parâmetros de entrada do modelo de

desempenho no SAM, tanto para a planta simples como para a planta com

armazenamento.

Tabela 12 – Parâmetros de entrada do modelo de desempenho


Parâmetros de desempenho Simples Armazenamento

Localidade

Município Bom Jesus da Lapa

Estado Bahia

Fuso horário GMT -3

Altitude 458 m

Latitude -13,27º

Longitude -43,42º

Dados climáticos

anuais

Radiação direta normal 2198,5 kWh/m²

Radiação global horizontal 2143,2 kWh/m²

Temperatura de bulbo seco 26,1 ºC

Velocidade do vento 1,6 m/s

Campo de

helióstatos

Área do helióstato 144,38 m²

Ângulo de extensão 360º

Múltiplo solar 1,4 2,75

Torre e receptor

Altura da torre 150 m 211,11 m

Tipo do receptor Externo

Altura do receptor - 22,6 m

Diâmetro do receptor 15,78 m 15,89 m

Fluido de transferência de

calor Água

Sal fundido (60%

NaNO3 40% KNO3)

Material Aço inoxidável AISI316

76

Bloco de Potência

Potência nominal da planta 100 MWe

Eficiência do ciclo

termodinâmico 41,2 %

Pressã de operação da

caldeira 160 bar 100 bar

Modo de despacho Operação suplementar

Sistema de resfriamento Úmido

Temperatura ambiente de

projeto 26 ºC

Armazenamento TES - 7,5 horas

Tipo - 2 tanques

A Tabela 13 apresentada o resumo dos parâmetros de entrada do modelo

financeiro no SAM, tanto para a planta simples como para a planta com

armazenamento.

Tabela 13 - Parâmetros de entrada do modelo financeiro


Parâmetros financeiros e de custos Simples Armazenamento

Custo dos

componentes

Campo de helióstatos 180 $/m²

Bloco de potência 1.200 $/kWe

Sistema backup 0 $/kWe

Armazenamento - 27 $/kWht

Contingência 20%

Custo instalado total 4702,18 $/kW 8462,76 $/kW

Parâmetros

financeiros

TIR mínima 15%

Fração de dívida 70%

Prazo de amortização 16 anos

Taxa de juros 7,4% a.a.

Período de análise 30 anos

Tributos 34%

Seguro 0,5% do custo total instalado

Valor residual 0% do custo total instalado

Inflação 0%

Taxa real de desconto 10%

Depreciação Linear 10 anos

77

4.5.1.3.1 Planta Torre Solar Simples

Inserindo-se os valores de entrada no SAM referente à planta simples,

apresentados na Tabela 12 e Tabela 13, e fazendo a simulação, os resultados obtidos são

apresentados na Tabela 14.

Tabela 14 – Resultado da simulação da planta simples


Planta simples

Produção anual 227,65 GWh

Fator de capacidade 26,01%

LCOE 29,76 ¢/kWh

Área total da planta 4,73 km²

4.5.1.3.2 Planta Torre Solar com Armazenamento

Fazendo-se da mesma forma para a planta torre solar com armazenamento de 7,5

horas, os resultados obtidos são apresentados na Tabela 15.

Tabela 15 - Resultado da simulação da planta com armazenamento


Planta com armazenamento

Produção anual 426,87 GWh

Fator de capacidade 48,78%

LCOE 27,26 ¢/kWh

Área total da planta 8,59 km²

4.6 Resultados

Para as demais localidades, os resultados são obtidos pelo mesmo

desenvolvimento feito para a cidade de Bom Jesus da Lapa, seção 4.5.1. Os parâmetros

financeiros e custos dos componentes são os mesmos utilizados nas simulações de todas

as localidades. Da mesma forma, são simuladas uma planta simples e outra com

armazenamento de 7,5 horas. Assim, poderá ser feita uma análise comparativa entre a

produção anual, o fator de capacidade, o LCOE e a área total das plantas entre todas as

78

localidades. Vale ressaltar também que os múltiplos solares correspondentes a cada

município e as configurações decorrentes do campo de helióstatos, torre e receptor, são

calculados individualmente, como realizado na seção 4.5.1.1.3.

A Figura 60 e Figura 61 apresentam os gráficos de otimização do múltiplo solar

em relação ao menor LCOE nos oito municípios, para a planta simples e com

armazenamento respectivamente. Os valores obtidos são apresentados na Tabela 16,

assim como os resultados para as oito localidades.

Figura 60 – Gráfico LCOE x Múltiplo solar para os oito municípios, planta simples


Figura 61 - Gráfico LCOE x Múltiplo solar para os oito municípios, planta com armazenamento


28,00

33,00

38,00

43,00

48,00

53,00

1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20

LC

OE

(¢

/kW

h)

Múltiplo solar

Belo Horizonte

Bom Jesus da Lapa

Brasília

Campo Grande

Petrolina

Porto Nacional

Rio de Janeiro

Salvador

26,00

31,00

36,00

41,00

46,00

51,00

56,00

1,50 1,75 2,00 2,25 2,50 2,75 3,00 3,25 3,50

LC

OE

(¢

/kW

h)

Múltiplo solar

Belo Horizonte

Bom Jesus da Lapa

Brasília

Campo Grande

Petrolina

Porto Nacional

Rio de Janeiro

Salvador

79

Tabela 16 – Resultados obtidos para os oito municípios simulados


Localidade Belo

Horizonte

Bom Jesus

da Lapa Brasília

Campo

Grande Petrolina

Porto

Nacional

Rio de

Janeiro Salvador

Planta S

imp

les

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Sim

ple

s

Arm

az.

Múltiplo solar 1,60 3,00 1,40 2,75 1,60 3,00 1,60 3,00 1,80 3,00 1,60 2,75 1,60 3,00 1,60 3,00

Produção

anual (GWh) 199,0 373,7 227,7 426,9 179,9 347,2 184,3 349,7 202,1 362,7 202,9 361,7 172,1 323,2 179,4 338,90

Fator de

capacidade (%) 22,74 42,7 26,01 48,78 20,55 39,68 21,06 39,95 23,09 41,44 23,19 41,33 19,66 36,94 20,49 38,73

LCOE (¢/kWh) 36,7 32,83 29,76 27,26 40,40 35,32 39,60 35,25 38,18 33,45 35,69 31,96 42,81 38,20 40,40 36,05

Área total da

planta (km²) 5,57 9,49 4,73 8,59 5,43 9,61 5,57 9,61 5,63 9,08 5,29 8,35 5,65 9,87 5,29 9,34

80

A partir da Tabela 16, comparando-se os resultados da planta simples e com

armazenamento, nota-se que a maior diferença entre a produção das plantas foi em

Brasília, onde houve um aumento de 93,1% na produção ao incluir o sistema de

armazenamento térmico, sendo a menor diferença em Porto Nacional, com 78,3%. Em

Brasília também foi observada a maior redução no LCOE entre as duas configurações

de planta, 12,6%, e Porto Nacional com a menor redução, de 10,5%. Portanto, dentre os

município analisados o que teve a maior melhoria ao inserir o sistema de

armazenamento foi Brasília.

Porém, em termos absolutos, o município de Bom Jesus da Lapa foi o que

apresentou melhores resultados para implantação de uma usina CSP de receptor central.

Ambas as plantas utilizaram o menor múltiplo solar entres todos os municípios, e

consequentemente necessitaram de uma menor área para construção, 4,73 km² para a

planta simples e 8,59 km² para a planta com armazenamento. O custo nivelado da planta

com armazenamento foi o menor obtido, 27,26¢/kWh, ainda assim um valor alto se

comparado à média de 15¢/kWh das plantas torre solar nos EUA [60]. Outro parâmetro

obtido em Bom Jesus da Lapa que se destacou em relação às demais localidades foi o

fator de capacidade de 48,78% da planta com armazenamento. Esse valor é compatível

com a média de 48% de uma planta padrão nos EUA [60]. Além disso, a produção

anual de eletricidade das plantas simuladas em Bom Jesus da Lapa foram as maiores,

sendo que os 426,87GWh da planta com armazenamento são compatíveis com os

480GWh estimados da planta de receptor central CRESCENT DUNES que está sendo

construída em Nevada, EUA. Sendo a produção da CRESCENT DUNES maior devido

à capacidade instalada de 110 MW e o armazenamento de 10 horas.

Portanto, entre todas as plantas e localidades simuladas, a que obteve melhor

resultado foi a planta com armazenamento térmico de 7,5 horas no município de Bom

Jesus da Lapa. A Tabela 17 apresenta um quadro comparativo entre o desempenho e

custo da energia do melhor caso apresentado neste estudo com um caso padrão dos

EUA, em Daggett, CA, onde podem ser observados valores próximos em termos de

desempenho, porém, uma discrepância no valor do custo nivelado da energia.

81

Tabela 17 – Quadro comparativo entre uma planta torre solar em Daggett e em Bom Jesus da Lapa

Fonte: Elaboração própria a partir dos dados de [61]

Localidade Daggett, CA Bom Jesus da Lapa, BA

Radiação normal direta

(kWh/m²) 2.791,4 2.198,5

Capacidade nominal

(MWe) 100 100

Armazenamento

térmico (horas) 9,0 7,5

Múltiplo solar 2,10 2,75

Fluido de transferência

de calor Sal fundido Sal fundido

Sistema de

armazenamento Dois tanques Dois tanques

Geração elétrica anual

(MWh) 427.600,0 426.870,0

Fator de capacidade (%) 48,90 48,78

Custo nivelado da

energia (¢/kWh) 15,60 27,26

82

5 Conclusão e sugestões para trabalhos futuros

Este trabalho apresentou as tecnologias CSP, o cenário mundial da geração termo

solar e foi feita uma avaliação da viabilidade da instalação de uma planta de receptor

central no Brasil em termos de custos e desempenho.

Conforme apresentado, a geração heliotérmica está crescendo em todo mundo,

principalmente devido às preocupações ambientais, com a necessidade de redução das

emissões de gases de efeito estufa. Atualmente a tecnologia mais madura e com maior

número de plantas em operação é a cilindro parabólico. Porém, a tendência é que a

capacidade instalada de plantas de receptor central aumente devido a sua operação com

temperaturas mais elevadas proporcionar maior eficiência térmica e maior capacidade

de armazenamento.

No desenvolvimento deste trabalho, as maiores dificuldades encontradas foram

em relação à indisponibilidade de dados necessários para simulação das plantas, como

por exemplo, a modelagem financeira e de custos, já que no Brasil ainda não há

políticas de incentivo à inserção da energia termo solar na matriz elétrica nacional. O

primeiro passo em direção à geração termo solar no país está sendo a construção, em

Petrolina, de uma planta piloto de tecnologia cilindro parabólico para pesquisa e

desenvolvimento. Apesar de o país possuir grande potencial para exploração da energia

solar, faltam dados climatológicos para simulações de plantas CSP em áreas com

melhores índices de radiação solar. Porém, dentre os municípios com maior incidência

de radiação normal direta, cujos dados estão disponíveis, Bom Jesus da Lapa foi o que

apresentou melhores resultados para implantação de uma usina heliotérmica de receptor

central.

Em termos de desempenho, as plantas simuladas neste trabalho apresentaram bons

resultados, como as produções anuais e os fatores de capacidade, indicando que o Brasil

possui boas características climáticas para implantação desse tipo de planta. Porém, a

instalação de uma planta CSP torre solar no Brasil ainda não é viável devido ao seu alto

custo. A planta com armazenamento de 7,5 horas simulada em Bom Jesus da Lapa

obteve o menor custo nivelado, 272,6USD/MWh, equivalente a 618,8R$/MWh

(conversão de 1 USD = R$ 2,27, em 13/08/2014), que é muito maior do que a média de

83

150USD/MWh das plantas nos EUA. O custo da planta termo solar em Bom Jesus da

Lapa também é muito maior se comparado ao custo dos projetos de energia eólica no

Brasil, que foram vendidos a uma média de 129,97R$/MWh no Leilão de Energia A-

3/2014 [62]. Portanto, é necessário que o Governo desenvolva políticas de incentivo à

geração heliotérmica no Brasil, deixando a tecnologia CSP mais competitiva e atraindo

mais investidores no país.

Este trabalho cumpriu seus objetivos, apresentando resultados conforme esperado.

Devido às condições climáticas adequadas para exploração da energia solar no Brasil, as

plantas simuladas apresentaram bons desempenhos, mesmo não tendo sido simuladas

nos locais com maior radiação incidente devido à falta de dados disponíveis. Da mesma

forma, devido à ausência de políticas de incentivo à geração heliotérmica no país, era de

se esperar que em termos de custos a instalação da planta não se mostrasse viável, fato

confirmado pelos resultados de custo nivelado da energia.

Para trabalhos futuros, a sugestão é analisar outra tecnologia, como a Linear

Fresnel, e fazer uma avaliação incluindo aspectos como disponibilidade hídrica,

declividade do terreno, requerimento mínimo de área da planta e distância a subestações

para conexão ao SIN, que são fatores que podem influenciar na viabilidade de projeto e

não foram considerados neste trabalho.

84

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85

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