Using Renewable Energy Agreements to Mitigate Risk

By directly sourcing renewable energy, more and more companies are reducing energy costs and energy price volatility while achieving their sustainability and climate change goals. However, many potential renewable energy buyers are worried about the risks associated with committing to a long-term power purchase agreement. Helping organizations quantify and manage these risks is a vital component to the continued acceleration of the U.S. renewable energy market.

One way Edison Energy has tried to help organizations understand and manage these risks is to make the Altenex Renewable Energy Purchase Agreement (REPA) available to interested stakeholders. Altenex, an Edison Energy company, developed the REPA as a proprietary compilation of best renewable energy purchasing practices. The REPA has been used to execute more than 1.4 GW of renewable energy with our commercial and industrial clients. Leveraging the lessons learned in the form of an executable, comprehensive REPA can assist commercial and industrial companies and large institutions mitigate the risks and achieve the successful execution of power transactions across all major U.S. power markets.

Fortune 1000 companies, government agencies and universities considering renewable energy purchases often face questions around project viability and operations, volume and resource considerations, counterparty risk, renewable energy certificate devaluation, regulatory change, intermittency and hedge effectiveness. The REPA was specifically designed to manage each of these issues — and more — in a clear, transparent, and contractually-assured manner. Doing so helps organizations maximize both environmental and economic value from their renewable energy efforts.

Making the REPA available to potential renewable energy buyers — and using the REPA in all of our commercial transactions — starts to move the industry toward contractual standardization. And standardizing best practices will help the entire industry reduce costs, increase efficiencies, and continue its overall acceleration.

The Altenex REPA is available at altenex.com/resources.

Fonte: https://www.renewableenergyworld.com/articles/2016/09/using-renewable-energy-agreements-to-mitigate-risk.html

Microgeração de energia solar dispara 156% em sete meses

Em julho de 2016, Brasil chegou a 4.432 pontos de micro e minigeração, tendo encerrado o ano de 2015 com apenas 1.729, segundo a Aneel. Apesar do crescimento expressivo, especialistas alertam que número ainda é ‘gota no oceano’ e pedem mais financiamento.

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O exemplo pode vir por acaso, do seu vizinho, como foi o caso do defensor público Anderson Marinovic. ‘Meu vizinho de parede estava fazendo obra e instalou o sistema de energia solar. Aí eu perguntei, Cadu, que negócio é esse? E ele respondeu: vou produzir energia na minha casa’, diz.

Com um investimento de R$ 27 mil, ele instalou, no início do ano, oito placas de captação de luz no telhado da cobertura dele, no Rio. O equipamento gera, em média, 200kWh por mês, representando uma economia em torno de R$ 150 mensais.

Pensando no aumento de consumo durante o verão, por causa do ar-condicionado, ele deve instalar mais duas placas e afirma que tem ‘orgulho dessas placas, dessa ideia de estar produzindo energia limpa. Confesso, chegou um amigo meu aqui em casa uma vez, tinha visitas, eu mostrei ‘olha só, dá uma olhada ali..’

O defensor público foi uma das 2.703 pessoas que começaram a gerar a própria energia por placas solares entre janeiro e julho deste ano. Antes disso, até dezembro de 2015, o número total de microgeradores de energia solar fotovoltaica no Brasil era de 1.729, segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica.

Ou seja, um crescimento de 156,3% em sete meses. A alta foi grande, mas especialistas alertam que ainda é uma ‘gota d’água no oceano’, já que a energia solar representa apenas 0,01% da matriz energética brasileira.

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MAIORIA DOS ESTADOS TEM ISENÇÃO DE ICMS

O custo de instalação é considerado alto. Os sistemas podem custar entre R$ 10 mil e R$ 15 mil para abastecer uma família de quatro pessoas, por causa das peças importadas.

Segundo o presidente-executivo da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, Rodrigo Sauaia, o preço vem caindo na última década, mas ainda faltam mecanismos para democratizar o acesso aos consumidores residenciais.

‘Neste ano, tivemos o anúncio de uma nova linha de financiamento, chamada FNE Sol, do Banco do Nordeste, para pessoas jurídicas, só que limitado à região de atuação do banco. O Banco do Brasil e a Caixa podem ter papéis importantes, já que têm grande capilaridade ao redor do país. É possível que eles acessem regiões que outros bancos privados ou regionais não consigam chegar. Com isso, vamos ter uma democratização’, defende Rodrigo Sauaia.

Quando o empresário Antônio Jales, que tem um fábrica de sorvetes no Rio Grande do Norte, instalou o sistema, por exemplo, não havia financiamento disponível e a negociação foi feita diretamente com uma empresa. Depois da crise hídrica, com o aumento da conta de luz após a aplicação da bandeira tarifárica vermelha, ele gastou R$ 2,2 milhões em 1.726 placas solares, com potencial de geração de 475kWh por mês.

Por falta de espaço no telhado da empresa, ele resolveu usar as próprias placas solares como cobertura no estacionamento. Com a economia de cerca de R$ 40 mil por mês, o empresário espera ter o retorno em até cinco anos.

‘Já terminei de pagar e estou negociando de novo com outras empresas para colocar 1mWh. Agora, vou colocar uma parte em cima dos telhados. Nós tivemos essa crise de energia, saímos da bandeira vermelha um dia desses. É uma energia renovável, a gente vê os exemplos no mundo todo sobre a mudança no clima. Não temos que esperar as desgraças acontecerem. Não tem como você não aproveitar uma coisa como o sol’, diz o empresário.

Desde 2015, o governo federal isenta de PIS e Cofins a energia gerada por placas solares que é injetada na rede. Outra política pública de incentivo comum no país é a isenção do ICMS, adotada por 20 estados (Acre, Alagoas, Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Minas Gerais, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Rondônia, Roraima, São Paulo, Sergipe e Tocantins) e o Distrito Federal. Apenas Amapá, Amazonas, Espírito Santo, Mato Grosso do Sul, Paraná e Santa Catarina não oferecem isenção de ICMS.

Quem decide instalar o sistema pode ter baterias para armazenamento próprio ou interligar os geradores com a rede pública. Essa nova opção só é possível desde 2012, após uma resolução da Aneel. Somente três anos depois, uma nova resolução permitiu a geração comunitária em prédios e condomínios, o autoconsumo remoto e a geração compartilhada.

Na prática, um condomínio pode ter um sistema conjunto entre os moradores, as pessoas podem gerar a energia em um ponto e consumir em outro ou ainda formar uma cooperativa para financiar o equipamento e repartir a carga gerada.

No entanto, segundo o empresário Bias Augusto Daré, que tem uma fábrica de inversores de energia gerada por placas solares, em São Paulo, o mercado consumidor ainda é restrito às classes A e B.

Ele alerta que ‘o que pesa hoje no país é a falta de um sistema de financiamento, como você tem em outros países. Com isso, você dilui o custo no tempo. Quem está colocando hoje no Sudeste? Quem é de classe mais alta, por uma questão de poder pegar o dinheiro sem financiamento e usar’.

Até julho deste ano, o Brasil tinha 4.432 pontos de microgeração de energia solar fotovoltaica, segundo a Aneel. Levando em conta a geração por estado, Minas Gerais lidera o ranking, com 973 pontos de microgeração. Em seguida, aparecem São Paulo, com 611, Rio Grande do Sul, com 477, e Rio de Janeiro, com 435. Na contramão, Amazonas e Mato Grosso têm apenas dois pontos de microgeração.

A liderança mineira foi motivada pelo fato de o estado ter sido pioneiro na isenção do ICMS, além de também ter estabelecido uma política estadual de incentivo, ainda em 2013. O estado também tem índices de incidência solar parecidos com os estados do Nordeste.

Segundo o membro do Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético da Unicamp Ennio Peres da Silva, a consciência ambiental está entre os principais motivos que levam à instalação de placas solares. No entanto, a economia na conta de luz e o medo de ficar sem energia elétrica em caso de apagão ainda são pontos fortes para os consumidores.

O especialista lembra que ‘aquela ameaça de faltar energia levou as pessoas a buscar alternativas. Então, houve um pânico. O que a gente já observou em outras crises é que as pessoas agem mais por medo da falta do que por medo do aumento (da conta de luz)’.

Segundo a Aneel, Acre e Roraima são os únicos estados que não têm nenhum ponto de microgeração de energia solar.

OS CINCO ESTADOS QUE MAIS TÊM MICROGERADORES (Fonte: Aneel)

1º – Minas Gerais (973)

2º – São Paulo (611)

3º – Rio Grande do Sul (477)

4º – Rio de Janeiro (435)

5º – Paraná (370)

 

Fonte: CBN |Pedro Henriques

Fonte: https://cerne.org.br/microgeracao-de-energia-solar-dispara-156-em-sete-meses/

 

Industry study: Microgrids to become ‘fundamental building block’

A new study suggests that microgrids – a rarity in today’s power sector – will evolve to become a “fundamental building block” of the 21st-century grid.

Used primarily to ensure reliability and access in military and other critical applications, microgrids have emerged in recent years as a niche interest for utilities and communities looking to bring more renewables online and increase resilience in the face of extreme weather. Despite the heightened profile, microgrids – islandable networks of generation and distribution – remain a small part of the U.S. energy system, making up a fraction of a percent of the nation’s total power generating capacity.

That is poised to change, according to a report released earlier this month by the National Electrical Manufacturing Association (NEMA), an industry group representing electrical, medical imaging, and radiation therapy manufacturers.

“[The grid is] moving away from a passive to an active grid,” said Steve Griffith, an industry director at NEMA. “You can actually have distributed generation based on renewable resources – solar, wind and electrical storage devices – power that not only flows from the utility to the customer, but now from the customer back to the utility.”

Microgrids help manage these reverse power flows by addressing the technical challenges of variation in voltage and frequency. It’s why NEMA envisions a future where microgrids play a foundational role in the way the broader power system operates, working in tandem with the existing power structure.

“From 2025 onwards, fully controllable, independent microgrids interconnected with [direct current] links will allow for full decoupling from the alternating current (AC) electric power system.” the report concludes. “They will also facilitate the segmentation of the distribution system, a new paradigm for electric grid management.”

No one-size-fits-all solution

It is estimated that there are between 100 and 200 fully functional microgrids in the U.S. today, according to the Institute for Local Self-Reliance, a Washington-based nonprofit. These operate largely independent of one another, but there are already signs of interconnected microgrids on the horizon.

In northern Illinois, ComEd hopes to build up to six microgrids across the region. The first of those is being built adjacent to a 9-megawatt microgrid at the Illinois Institute of Technology. In September 2014, ComEd received a $1.2 million dollar grant to build a controller that would connect the two systems, allowing the utility to transfer load and supply back and forth. When complete, the combined units are expected to make up the first microgrid cluster in the U.S.

Bringing additional microgrid projects online faces two kinds of challenges, according to NEMA. The first is technological. There is still a need for better systems for converting power and controlling how and when it is distributed on a small scale, Griffith said. Better energy storage would also make microgrids more attractive to utilities and communities.

The second challenge has to do with regulatory issues, which are “the single most important barrier to microgrid deployment, as both independent entities and as systems integrated within distribution utilities,” according to the report. Because microgrids are a relatively new technology, there are a lot of unanswered questions about who has oversight over them and how they will impact broader power markets.

Standardizing how microgrids connect to the grid is of primary interest to utilities and grid operators. The Institute of Electrical and Electronics Engineers, which writes many of the standards used in today’s power sector, is currently revising IEEE 1547, its standard for connecting microgrids to the power distribution system. While that standard is under review, utilities and regulators are “reluctant to permit the interconnection of technologies to the grid without standards for equipment and performance,” the report reads.

Still, there’s a tension between the need to standardize the system and the customization that microgrids offer, said Chris Marnay, a retired staff scientist at Lawrence Berkeley National Laboratory.

“There’s a lot to be gained by diversity, which tends to argue against standardized controllers, devices, etc. and having something that is more locally engineered to local requirements and local resources,” Marnay said, while still noting that some degree of standardization is necessary.

A growing market

Despite these obstacles, microgrids are expected to remain a fast-growing industry. Over the next five years, U.S. installed microgrid capacity will increase 115 percent to reach 4.3 gigawatts, according to GTM Research.

The push to deploy more renewables – particularly as more states set aggressive renewable portfolio standards – will drive microgrid deployment, according to the NEMA report. And as the price of renewables and storage continues to drop, the business case for building microgrids will only improve.

Today, the technology to develop a 5 megawatt microgrid can cost anywhere between $500,000 and $1.5 million, according to NEMA, but the benefits can be difficult to quantify. Increased reliability and resilience and reduced greenhouse-gas emissions all factor into cost-benefit analyses, but they don’t always come with explicit, bottom-line savings.

To be sure, few expect the existing electric grid to go away anytime soon – if ever. Marnay believes there will always be a centralized grid upstream of the substation for delivering large loads of electricity. But, he said, it’s likely that utilities will be operating very differently where power is distributed to the end user.

“If you have a lot of microgrids … and these entities are really taking care of sensitive loads, what does it say about the megagrid?” Marnay said. “At the end of the day, if reliability and resilience become something that’s in the extremities of the grid, this might really change our thinking so that the megagrid becomes something we’re not so obsessed with.”

SunPower Reinvents Large-Scale Solar Plants With Drones, Robots and Tomatoes

The new Oasis system allows for more flexible site selection and increased energy production.

by Julia Pyper
September 28, 2016

It’s a new era for the solar industry. Today, technology innovation extends well beyond the solar panel to the entire system, which companies like SunPower believe is key to helping solar become a leading energy source.

Last week, SunPower launched its third-generation Oasis platform for large-scale solar projects at the company’s new research and development facility in Davis, California. The latest iteration features advanced design tools, drones, robots and new agriculture practices that aim to improve project performance from site development through to operations and maintenance.

“Right now, as we’re seeing [power-purchase agreement] rates fall, we really need to look at every detail in the system and find a way to optimize everything,” said Matt Campbell, vice president of power plant products for SunPower.

More than 700 megawatts’ worth of new Oasis platform projects have already been awarded, with construction starting in North America and China within the coming weeks. In 2017, all new SunPower solar plants will be built using the third-generation Oasis platform.

“SunPower Oasis allows customers to generate more value from a broader selection of potential power-plant sites, at an accelerated pace,” said Tom Werner, SunPower president and CEO. “An Oasis solar power plant may be designed 90 percent faster than the time required to design conventional solar power plants. While flat, rectangular-shaped sites are required for other trackers on the market, Oasis can take advantage of unused, irregularly shaped areas and slopes up to 10 degrees to generate up to 60 percent more energy than conventional technology installed at the same site.”

Each additional 10 acres of usable land on a given project site represents 2 to 4 more megawatts of power, Werner said. Therefore, the ability to maximize the use of a site can significantly impact a project’s bottom line, and help the large-scale solar sector grow as premium space becomes constrained

 

Global energy optimization

 

The next-generation Oasis platform includes SunPower’s new global energy optimization (GEO) system that automates project design using drones and proprietary software, developed with support from the Department of Energy’s SunShot Initiative.

The drone is flown over a potential project site, collects images, and feeds those images into a cloud-based software system that comes up with dozens of site-design options. The platform allows developers to screen a large number of sites quickly, and allows owners to ensure their projects have been optimized to meet their financial and energy targets.

“The drone is really just an imaging tool,” said Campbell. “The key is the software that was developed by SunPower, which takes the images, crosses them in our cloud servers, creates a three-dimensional map, and then the software comes in and proposes hundreds of layouts to optimize for capacity or financial return.”

While the software is the secret sauce, the drones play a pivotal role. Drones not only help with project design, but they can also be used to track site production. Instead of sending expensive project managers out to a site, the drone uses a remote monitoring management tool to track progress and an infrared imaging system to detect any issues. All of that data is fed into the GEO system to ensure project deployment is smooth and speedy.

 

FIGURE 1: Oasis GEO System

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Once built, robots used in the third-generation Oasis platform will be able to clean soiled panels using 75 percent less water than manual cleaning methods and operate at night to avoid interfering with daytime energy production. The robots were initially developed by Greenbotics, which SunPower acquired in 2013, and developed further with SunShot support.

SunPower’s next-generation robotics cleaning technology is expected to be able to clean 10 megawatts’ worth of panels in 10 hours with just three workers and a pickup truck. The pace is twice as fast as the company’s current robotic cleaning technology, and 10 times faster than competing manual cleaning methods.

“It may not sound like that big of a deal, but as the cost of solar energy comes down for ground-mounted systems, the percentage of the costs of operations and maintenances goes up,” said Werner. “It can be as high as 15 percent [of the overall system cost], so having robots to clean the system is a huge deal.”

With equipment costs falling and land constraints increasing, innovative solutions are needed to bring the solar sector meaningfully beyond 1 percent of U.S. energy generation.

“A lot of the beginning of the solar industry was focused on the panel,” said Campbell. “Now we’re looking at innovation all around the rest of the system. That’s why we’re always surveying new technology — whether it’s a robot, whether it’s a drone, whether it’s software — and saying, ‘How can this help us reduce the cost of solar, build projects faster, and make them more reliable?’”

A redesigned tracker

Another element of SunPower’s new Oasis product is the redesigned tracker system, which will help to overcome concerns about land use.

The next-generation Oasis trackers are unlinked, shorter and wider, which allows for plants to be built on slopes that were previously considered unsuitable for development. SunPower claims its systems can be built on gradients up to 10 degrees, compared to the 6-degree gradient limit for most of its competitors. Shortening the tracker row length from roughly 90 meters to 45 meters also makes the design more compatible with different location types.

Each tracker is now also twice as wide with twice as many panels, which allows a single piece of infrastructure to produce more energy, while reducing the number of parts by roughly half. As part of the new integrated design, there are no combiner boxes, cable trays, motor batteries or other parts that can cause failure. Fewer parts are expected to translate to faster assembly time in the field and cheaper maintenance.

In the past, the two-panel design wasn’t considered viable because wider arrays catch more wind. But SunPower insists wind issues have been completely overcome. “Doubling the number of panels so I can reduce the part count by 50 percent is really hard to do, but that’s what the SunPower design team has done,” said Werner.

FIGURE 2: Simplified Architecture

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In addition, each Oasis tracker row now has an on-board actuator that uses real-time information on voltage and current to inform how the row is controlled, optimizing for performance. This is a departure from previous SunPower products that tracked the sun using GPS. SunPower is not the first company to deploy an unlinked architecture, but it claims to have the first fully integrated design.

“We’re taking a holistic view,” said Campbell. “We’re the only ones in the world that cover the full spread of the power plant, from finding land through the long-term operation. I think in the future, this integrated approach will provide a lot of value.”

While SunPower’s insight into the entire solar value chain is considered to be an advantage, Werner added that the company also plans to forge strategic partnerships to accelerate sales internationally and recover from a poor second-quarter performance. As an example, SunPower plans to leverage its relationship with owner Total to deploy large-scale solar projects in Africa.

“[A company] cannot afford to develop solar projects all over the world, so you have to partner more, and decide where you’re going to develop, and where you spend money,” said Werner. “I think this is the time for focusing, and also a separation of [where] the strong survive.”

Learning how to coexist

Part of taking a holistic view means ensuring that solar power plants don’t conflict with the surrounding area, which is both an economic and environmental concern in many places. To that end, SunPower has partnered with the University of California, Davis to evaluate possible crop varieties that can coexist with large-scale, ground-mounted solar.

The new Oasis design allows for multiple uses because each row is farther apart than in previous designs. And because the trackers are unlinked, there are no obstructions on the ground. In China, SunPower already built a solar farm for Apple that allows yaks to safety graze among the panels. These types of solutions will be needed all around the globe as more solar projects are deployed at gigawatt scale.

“The idea of leveling a field and putting solar panels on it is less and less accepted,” said Werner. “What we would prefer is to take a field and put a solar plant on it and hardly disrupt the field…and we’re getting closer and closer to that.”

The SunPower R&D Ranch — where the company plans to test a suite of new technologies — is currently attempting to grow tomatoes and peppers in between the Oasis arrays, but it will attempt to grow other types of crops too. Heiner Lieth, professor at the UC Davis College of Agriculture and Environmental Science, started a solar research project in 2010 and has successfully been able to grow crops in the shade of solar panels. But there’s a lot more work to be done in order to scale these solutions, he said.

“I’m convinced it’s possible,” said Lieth. “The question is what the ideal balances are depending on what you’re going to be using for your cropping systems and what the market is for your electricity and agricultural products. And it opens up a whole world of questions.”

Tomatoes probably aren’t the ideal crop to try to grow right off the bat, he said. Conventional rectangular solar panels probably aren’t the best solution, either. If solar is to become the dominant power source in the U.S. and abroad, it will have to learn how to coexist with agriculture and animals out of pure necessity, Lieth said. And in order to coexist, solar projects will likely need to be designed differently.

“I think it’s a huge opportunity for everybody in the field, and to me, it’s a real surprise nobody has thought outside the box,” Lieth said.

 

Fonte: https://www.greentechmedia.com/articles/read/SunPower-Reinvents-Large-Scale-Solar-Plants-with-Drones-Robots-and-Tomatoe?utm_content=buffer12e4c&utm_medium=social&utm_source=facebook.com&utm_campaign=buffer

Cristais misteriosos podem fazer a energia solar dominar o mundo (finalmente)

O material criado em laboratório imita a estrutura de um mineral russo descoberto nos Montes Urais – e pode ser o segredo para tornar a energia solar mais barata e eficiente.

Para a energia solar dominar o mundo, faltam duas coisas: que ela seja mais barata e que seja mais eficiente. As duas coisas devem ficar mais fáceis graças a uma nova descoberta da Universidade Columbia.

Um dos principais obstáculos para baratear a energia solar é que os painéis fotovoltaicos, feitos de silício muito fino, são difíceis de fabricar. Qualquer nanodefeito de fabricação faz com que a energia se dissipe antes de ser absorvida como eletricidade. E, no melhor dos casos, de toda a energia que chega no painel, só 25% consegue ser aproveitada.

Mas existe um grupo de cristais, que imita a estrutura química da Perovskita, um mineral encontrado na Rússia, que pode solucionar tudo isso. Os cristais de Perovskitas Híbridas Orgânico-Inorgânicas são bem mais simples de produzir que as células de silício.

O mais importante, porém, é que esse cristais são naturalmente cheios de “defeitos”. Mas mesmo assim, ao contrário do que acontece no silício, os elétrons simplesmente desviam dos defeitos e seguem seu caminho. Esse mecanismo de eficiência e “proteção” da energia era um mistério até muito recentemente.

O novo artigo publicado pelos pesquisadores de Columbia descreve que a formação de “pólarons” – fenômenos que desaceleram os elétrons – faz com que a energia não se dissipe mesmo com defeitos na célula solar.

Para os cientistas, a descoberta desse mecanismo significa que dá para aumentar em muito a eficiência das células feitas de materiais como esses cristais. Nos últimos 7 anos, os cientistas conseguiram dar um up no aproveitamento de energia em células solares feitas com esse material, de 4% para 22%.

Por enquanto, ainda não é suficiente para alcançar o silício. A questão é que, por mais que a tecnologia das células de silício siga melhorando, o máximo de energia solar que elas podem converter em eletricidade é 33% – esse é teto, um limite que não dá para ultrapassar.

Já para as Perovskitas Híbridas Orgânico-Inorgânicas, o limite é muito mais alto – a estimativa atual é que a eficiência máxima do material seja de pelo menos o dobro, 66% de energia convertida.

Mas nem tudo são prós – o grande contra do novo material é que o cristal mais eficiente para a energia solar contém chumbo e é solúvel em água. O risco é que essas células possam dissolver e contaminar o ambiente com metais pesados.

A proposta dos cientistas de Columbia para contornar isso é tentar replicar o mecanismo de eficiência que eles observaram nos cristais em outros materiais menos agressivos ao ambiente. Aí quem sabe a energia possa ser “ensolarada” de vez.

Fonte

Brasil ultrapassa 5 mil conexões de micro e minigeração de energia

Em um ano, o número de conexões de micro e minigeração de energia teve um rápido crescimento. São 5.040 conexões em agosto, contra as 1.148 ligações registradas na ANEEL em setembro de 2015, o que representa uma potência instalada de 47.934 kW.

A fonte mais utilizada pelos consumidores-geradores é a solar com 4955 adesões, seguida da eólica com 39 instalações. Acompanhe gráfico com o número de conexões por fonte e tabela que apresenta a potência instalada desses geradores em quilowatts (kW). O estado com o maior número de micro e minigeradores é Minas Gerais (1.226 conexões), seguido de São Paulo (711) e Rio Grande do Sul (564): veja aqui.

A geração de energia pelos próprios consumidores tornou-se possível a partir da Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012. A norma estabelece as condições gerais para o acesso de micro e minigeração aos sistemas de distribuição de energia elétrica e cria o sistema de compensação de energia elétrica, que permite ao consumidor instalar pequenos geradores em sua unidade consumidora e trocar energia com a distribuidora local. A resolução 482 foi revista em novembro de 2015 e, na época, estimou-se que em 2024 mais de 1,2 milhão de consumidores passem a produzir sua própria energia, o equivalente a 4,5 gigawatts (GW) de potência instalada.

De acordo com o diretor-geral da ANEEL, Romeu Rufino, “além das vantagens para o consumidor, também são relevantes os benefícios que a Geração Distribuída traz ao sistema elétrico: redução de perdas e o custo evitado de ampliação do sistema, pois você gera junto à unidade de consumo; o aumento na segurança do abastecimento; e o ganho sob o aspecto ambiental, pois são projetos totalmente sustentáveis”, afirmou.

Como funciona?

A resolução autoriza o uso de qualquer fonte renovável, além da cogeração qualificada, denominando-se microgeração distribuída a central geradora com potência instalada de até 75 quilowatts (kW) e minigeração distribuída – aquela com potência acima de 75 kW e menor ou igual a 5 MW (sendo 3 MW para a fonte hídrica), conectadas à rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.

Quando a quantidade de energia gerada em determinado mês for superior à energia consumida naquele período, o consumidor fica com créditos que podem ser utilizados para diminuir a fatura dos meses seguintes. O prazo de validade dos créditos é de 60 meses e eles podem ser usados também para abater o consumo de unidades consumidoras do mesmo titular situadas em outro local, desde que na área de atendimento de uma mesma distribuidora. Esse tipo de utilização dos créditos é chamado de “autoconsumo remoto”.

No caso de condomínios (empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras), a energia gerada pode ser repartida entre os condôminos em porcentagens definidas pelos próprios consumidores. Existe ainda a figura da “geração compartilhada”, que possibilita diversos interessados se unirem em um consórcio ou em uma cooperativa, instalarem uma micro ou minigeração distribuída e utilizarem a energia gerada para redução das faturas dos consorciados ou cooperados.

Com relação aos procedimentos necessários para conectar a micro ou minigeração distribuída à rede da distribuidora, foram instituídos formulários padrão para realização da solicitação de acesso pelo consumidor.  O prazo total para a distribuidora conectar usinas de até 75 kW, que antes era de 82 dias, foi reduzido para 34 dias. A partir de janeiro de 2017, os consumidores poderão fazer a solicitação e acompanhar o andamento de seu pedido junto à distribuidora pela internet.

A geração de energia perto do local de consumo traz uma série de vantagens, tais como redução dos gastos dos consumidores, economia dos investimentos em transmissão, redução das perdas nas redes e melhoria da qualidade do serviço de energia elétrica. A expansão da geração distribuída beneficia o consumidor-gerador, a economia do país e os demais consumidores, pois os benefícios se estendem a todo o sistema elétrico.

 

Fonte: https://www.aneel.gov.br/sala-de-imprensa-exibicao/-/asset_publisher/XGPXSqdMFHrE/content/brasil-ultrapassa-5-mil-conexoes-de-micro-e-minigeracao/656877?inheritRedirect=false&redirect=http%3A%2F%2Fwww.aneel.gov.br%2Fsala-de-imprensa-exibicao%3Fp_p_id%3D101_INSTANCE_XGPXSqdMFHrE%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-2%26p_p_col_count%3D2

SunPower Embraces Drones and Robots to Help Evolve Its Solar Farms

Fonte: https://fortune.com/2016/09/20/sunpower-drones-robots/

The solar panel maker is turning to computing tech to make farms as compact as possible.

Solar panel maker and farm developer SunPower is embracing the latest in computing technology to help lower the cost of its solar panel farms while minimizing the impact that the farms have on land.

The Richmond, Calif.-based company on Tuesday announced an array of new technology that it’s using to design, build, operate, and monitor big solar panel farms that are built to sell energy to utilities and large companies.

See also: How Apple Is Pushing Its Suppliers to Use Clean Energy

While solar panels on home rooftops are the most visible form of solar energy, the majority of solar panels around the world are actually installed in sprawling ground-mounted systems. Seventy percent of the solar panels that will be deployed in the U.S. this year will be in these types of solar power plants.

But these large solar farms have a drawback. They have historically required a lot of space to place the rows upon rows of panels, gear, cables and power lines. For example, one of California’s first really big solar farms, called Topaz, stretches across almost 10 square miles with 9 million solar panels.

Environmentalists have long raised concerns about protecting animals and plants that share land with solar farms. Last week, the U.S. government released its plan to allocate only 388,000 acres of California’s deserts for clean energy projects, while putting aside 6.57 million acres for conservation.

Other countries, like Japan, which have limited space and large urban populations, are slowing the growth of solar partly over concerns about land use. Gone are the days where a solar farm can be built wherever a company wants it.

SunPower’s SPWR -1.47% new system tries to make solar farms as compact as possible, while also lowering costs and speeding up construction time. The company is also hoping new ideas can enable agricultural land and solar production space to peacefully coexist.

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SunPower has started using drones to take aerial surveys and a 3D model of a potential solar site. Then smart software plots out various scenarios where panels should and should not be installed in order to make the new farm as low-cost and compact as possible.

SunPower says the software makes this design process 90% faster than it was before. Traditionally, it hasn’t been uncommon for solar companies to employ human surveyors to walk around a site taking notes and determining which portions of a site will be best for panels. That can take weeks and cost tens of thousands of dollars.

See also: A Jaw-Dropping World Record Solar Price Was Just Bid in Abu Dhabi

SunPower has also redesigned its solar farm gear, called trackers, which hold a panel and adjust it to face the sun as it moves across the sky. These trackers fit more solar panels on them than the standard ones do, enabling more energy to be created in a smaller space.

The company is working on ways that solar farms can share space with both crops and animals. On Tuesday, SunPower is announcing a new initiative with the University of California at Davis that will research how to integrate agriculture and solar farms. Already, in China, a SunPower solar farm was designed to allow yaks to safely graze amidst the rows of panels.

Finally, the solar giant is using robots to efficiently and quickly clean solar panels in dusty desert regions. The company says its robots can clean 10 megawatts worth of solar panels in 10 hours, using as little water as possible.

It’s not a surprise that SunPower is using computing tech to evolve its solar power plants. The industry has only been building big solar power plants for about five years, points out SunPower’s vice president of utility power plant products, Matt Campbell. “The first solar project that was greater than 10 megawatts was built the year of the iPhone,” he said.

Utilities Harnessing Bitcoin Technology for Electricity Revolution

Bitcoin technology is starting to seep into the electricity business, shaking up the way payments are managed every time a light switch is flipped.

From New York to Vienna, researchers and utilities are adapting the cloud-based ledger system used to track bitcoins as a replacement for slower administrative systems that require constant human input and multiple spreadsheets. Once set up, the database, called blockchain, automatically records individual actions within a system, formats them, and stores the results in a secure online listing available to anyone anywhere with access.

The need for such speed? Utilities are shifting away from a century-old arrangement where they monopolized both supply and distribution. Now, independent wind and solar farms are feeding into power grids in short, sometimes unpredictable intervals that require transaction systems to be more nimble and decentralized. Utilities including RWE AG in Germany and Fortum OYJ in Finland are looking to blockchain technologies to do just that.

“There’s a change in the business model on the way, and they’re trying to figure out how to participate in this new world of distributed energy,” said Lawrence Orsini, the founder of New York-based blockchain developer LO3 Energy.

Orsini said his company has been approached by 26 utilities to consult on how they could modify the way they make transactions. In addition to coping with increased volumes of renewable power, utilities want to track the use of new products from rooftop solar panels to electric-car charging.

Blockchain has already secured a beachhead in industries ranging from finance and insurance to car leasing and music streaming. It’s turned into a craze on Wall Street, with firms such as JPMorgan Chase & Co., Barclays Plc and Wells Fargo & Co. researching how to use it for trading. Energy is next on the horizon.

“I see it as complimentary to renewables,” said Michael Liebreich, chairman of Bloomberg New Energy Finance. “The old system of a few big power plants and vertically-integrated utilities didn’t really need blockchain.”

In Germany, RWE has been testing blockchain for electric-vehicle charging and on a platform where consumers can trade green energy independently of utilities.

“Our hypothesis is there will be a machine-to-machine economy in which machines carry out transactions among themselves,” said Carsten Stoecker, who heads blockchain research at RWE’s innovation hub. “Decentralized internet technologies like blockchain will become the transaction layer for this.”

Creating the space where those transactions can occur is bringing together a wide range of workers with expertise in energy, finance and information technology.

“It can be described as the exchange of goods versus money in real time,” said Juliane Schulze, who oversees business development at Vattenfall AB, the Nordic region’s biggest utility. “We have many of these transactions with our customers and internally in our company. Theoretically, these could all be put on a blockchain.”

The Vienna-based startup Grid Singularity is working on a decentralized digital platform allowing people to buy and sell energy. It expects to test its blockchain with power plants by year end, said Tobias Federico, its market design leader.

“A parallel market will develop and this energy market based on blockchain will have to establish its credibility slowly,” Federico said. “Then we’ll gradually make a transfer from the old to the new world.”

Some utilities are already preparing blockchain trials. Vattenfall plans to test it on its Powerpeers online platform, a website that lets customers buy and sell electricity without going through the utility, said Claus Wattendrup, general manager of Vattenfall Europe Innovation GmbH.

Demand Response

Fortum is also planning a pilot in the next year that may allow tests in so-called connected homes, where consumers manage appliances through internet connections.

“Blockchain might make it easier to have demand response of small loads, and it would be easier to fit more renewables such as wind and solar to the energy system,” Fortum Chief Technology Officer Heli Antila said.

The technology will need to prove itself in pilot projects within the next two years while its main areas of application will evolve, said Axel von Perfall, senior manager at PricewaterhouseCoopers AG. He expects that electricity consumers will save money from the direct contact with producers while many intermediaries like energy traders and sales companies will we be needed less or not at all.

“Blockchain doesn’t mean the end for utilities, but their role will change,” von Perfall said. “They have the chance to develop and operate the centralized platforms of the energy market of the future.”

LO3 Energy’s Orsini is weighing projects with utilities from Europe, the U.S., Australia and Africa. He sees vast potential.

“Energy is the largest use for blockchain on the planet, larger than financial services by several factors,” Orsini said. “The world runs on energy. It doesn’t run on money.”

©2016 Bloomberg News

Fonte: https://www.renewableenergyworld.com/articles/2016/09/utilities-harnessing-bitcoin-technology-for-electricity-revolution.html

Ceará terá a primeira “cidade inteligente” para populações de baixa renda no Brasil

As cidades inteligentes já são uma realidade em algumas partes do mundo, oferecendo tecnologias que auxiliam a tornar a vida mais sustentável. Porém, com custo alto, poucas pessoas têm acesso a essa experiência. No entanto, arriscando mudar este panorama, está sendo construída no Ceará  a primeira cidade inteligente voltada para pessoas de baixo poder aquisitivo.

A cidade está sendo construída no município de São Gonçalo do Amarante. Apesar de estar em solo brasileiro, a iniciativa, que recebeu o nome de Laguna Ecopark, foi proposta por duas organizações italianas, a Planet e SocialFare, em conjunto com o Centro de Empreendedorismo da Universidade de Tel Aviv – StarTAU.

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O espaço permitirá que pessoas de baixa renda deixem os subúrbios para viver em uma região altamente tecnológica, com Wi-Fi grátis por toda a parte, aplicativos específicos para moradores,compartilhamento de bicicletas e motos, bem como reaproveitamento de água e controle inteligente da iluminação pública. Além disso, parte da energia também será gerada através de equipamentos esportivos especiais localizados em praças da cidade.

A primeira parte do empreendimento deverá ficar pronta ainda este ano e contará com 150 casas, além de toda a estrutura de uso coletivo. Os moradores terão também a oportunidade de realizar cursos de prevenção médica, nutrição, alfabetização digital e hortas compartilhadas, visando uma melhor integração com o espaço.

Fonte: https://www.archdaily.com.br/br/785219/ceara-tera-a-primeira-cidade-inteligente-para-populacoes-de-baixa-renda-no-brasil

Brasil pode receber sistema de energia solar inédito no país

Um sistema de energia solar inédito no Brasil, que está sendo estudado como alternativa às hidrelétricas, pode ser implantado no semiárido pernambucano, no município de Petrolina, a partir do ano que vem. Com a ajuda de um instituto alemão, a Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf) e a Universidade Federal do Ceará (UFC) pretendem construir um projeto-piloto na cidade para testar a tecnologia heliotérmica que, ao contrário dos equipamentos solares já usados no país, pode armanezar energia para ser usada, inclusive à noite.

A geração de energia heliotérmica usa o sol como fonte indireta de eletricidade. Ela funciona com um conjunto de captadores espelhados, distribuídos em uma área plana. Os espelhos se movimentam de acordo com a posição do sol e refletem os raios para uma torre – chamada de torre solar -, onde o calor é armazenado e transformado em energia. Ela é diferente da geração de energia solar fotovoltaica, já explorada no Brasil, que não é capaz de guardar o calor produzido.

“No caso dos fotovoltaicos, você teria que ter um sistema de baterias bem caro e complexo para operar. Com o armazenamento térmico é bem mais viável que a energia fique guardada em forma de calor para, no momento em que for necessária, ela ser acionada, inclusive à noite”, explica o professor da Universidade Federal do Ceará (UFC) e coordenador do Laboratório de Energia Solar e Gás Natural da instituição, Paulo Alexandre Rocha.

A inviabilidade de armazenamento da energia produzida pelos painéis fotovoltaicos deu a esse sistema a classificação de forma secundária de energia, usada para complementar a matriz energética brasileira. “A fotovoltaica tem limite de aleatoriedade. Se não tiver sol ela para, então sempre tem que ter a hidrelétrica dando suporte como complementação. No caso da eólica, é muito similar. Se você não tem vento, precisa acionar turbinas da hidrelétrica para compensar a baixa produção. Já com o sistema de armazenamento térmico, as turbinas seriam acionadas em caso extremo”, informa o pesquisador.

As hidrelétricas, capazes de armazenar energia, são geradoras de 65% da eletricidade do país, de acordo com o Balanço Energético Nacional 2015, do Ministério de Minas e Energia. A intenção é mudar esse quadro, argumenta o assessor de Planejamento Estratégico da Chesf, Benedito Parente. “À medida que os recursos hídricos estão exíguos e deficitários, e até por uma questão de hidrologia estão com pouca água, se faz necessário que rapidamente a gente encontre outra alternativa para armazenamento de blocos de energia”.

Localizada no meio do semiárido nordestino, Petrolina foi escolhida pela intensidade solar acentuada, de acordo com Benedito Parente. “A maioria do território brasileiro tem vocação, mas o semiárido tem ainda mais”, reforça. Para ele, a energia solar heliotérmica é “uma grande esperança para a produção enérgetica do futuro, uma das mais atraentes”. O projeto terá tamanho reduzido, compatível com um projeto de pesquisa, mas a intenção da Chesf, segundo o assessor, é descobrir meios de produzir a tecnologia em larga escala.

Ar no lugar de fluidos

Outro ponto considerado inovador pelo coordenador do Laboratório de Energia Solar da UFC é uma variação no mecanismo de captação de calor da torre. Enquanto iniciativas de outras regiões do mundo operam essa etapa com sal fundido, a tecnologia escolhida pelos cientistas usa o ar. O nome do sistema é “receptor volumétrico aberto”, diz o professor Paulo Rocha.

“Com isso, a gente não se preocupa com grandes vazamentos. Em sistemas que usam sal fundido, às vezes você tem esse problema, porque está trabalhando com grandes variações de temperatura em tubulações onde passa um fluido líquido pressurizado”, explica o acadêmico.

Esse receptor é usado em uma usina heliotérmica piloto, construída na Alemanha pelo Instituto solar de Jülich (SIJ), parceira da Chesf e da UFC no desenvolvimento da torre solar de Petrolina, que deve ser semelhante ao modelo implantado na cidade alemã. A empresa alemã Kraftanlagen München GmbH fornecerá a tecnologia necessária.

Para que a ideia seja concretizada, o grupo tenta conseguir os recursos – cerca de R$ 45 milhões – com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), por meio da chamada pública nº19/2015 – Desenvolvimento de Tecnologia Nacional de Geração Heliotérmica de Energia Elétrica – do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica. Segundo Benedito Parente, o prazo para receber uma resposta da agência é de até 60 dias.

Em agosto, a proposta passou por adequações a pedido da Aneel. Caso seja aprovada, começará em 2017 e será desenvolvida em 40 meses – ou três anos e meio. O estudo deve dar mais detalhes em relação ao armazenamento da energia: qual a capacidade, por quanto tempo ela pode ser “guardada”. Os autores da iniciativa também esperam descobrir a viabilidade econômica da tecnologia, ou seja, qual o custo-benefício do equipamento.

Sistema contra perda energética

O projeto de construção da torre solar não previa inicialmente a etapa de geração da energia, mas a Aneel exigiu que essa parte fosse incluída na proposta. O professor Paulo Rocha, do laboratório de Energia Solar da UFC, disse que para aproveitar a oportunidade de ganho com pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias, o sistema escolhido foi o Ciclo Rankine Orgânico, que tem o potencial de reduzir perdas de calor e, consequentemente, de energia. “No Brasil, até onde a gente sabe, não existe nenhuma planta que utilize”, acrescenta.

O ORC, a sigla em inglês do equipamento, é uma alternativa ao Ciclo Rankine padrão, que opera com temperatura mais alta. “O Orgânico se mostra interessante porque opera com menor calor, então consegue se adaptar em situações corriqueiras de rejeito de energia, que ocorrem muito na indústria”, compara Rocha. “Todo sistema de geração de energia elétrica com vapor, principalmente, precisa jogar calor para fora para funcionar. Isso que a gente chama de rejeito de calor. O ciclo alternativo vai viabilizar o seu aproveitamento. De alguma forma estamos conseguindo economizar recursos”, afirma.

Segundo Parente, a previsão é de que esse bloco de produção gere energia suficiente para alimentar as próprias instalações da Chesf, com a expectativa de atender inclusive ao local onde serão desenvolvidas as pesquisas do projet- piloto. A viabilidade econômica da aplicação desse sistema também vai ser estudado no decorrer dos 40 meses de trabalho.

Fonte: https://agenciabrasil.ebc.com.br/pesquisa-e-inovacao/noticia/2016-09/sistema-de-energia-solar-inedito-pode-ser-instalado-em-pe-em