EPE identificó futuras opciones renovables para un archipiélago volcánico de Brasil

La Empresa de Pesquisa Energética del país planteó un recambio progresivo de la matriz por fuentes más sustentables, principalmente por energía solar y eólica, y analizó alternativas de plantas flotantes.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio sobre soluciones de abastecimiento de energía para Fernando de Noronha, el archipiélago volcánico que se ubica a aproximadamente 350 km de la costa noreste del país. 

Informe con el que se encargó de identificar los recursos energéticos técnicamente viables para la generación de energía eléctrica capaz de satisfacer la demanda a un menor costo y con un menor nivel de emisiones, ya que previamente se identificó un déficit de generación para Fernando de Noronha a partir de 2024, debido al crecimiento de la carga porque hacia el 2023 se prohibirá la circulación de vehículos a combustión interna (prohibición total al 2030), que serán reemplazados por vehículos eléctricos.

Y entre otros los principales resultados, la EPE planteó un recambio progresivo de la matriz por fuentes más sustentables, principalmente por energía solar y eólica, y su puesta en marcha hacia mediados o fin de la actual década y un período de suministro hasta el año 2040 que permita reemplazar la usina termoeléctrica Tubarão (UTE). 

Pero lo particular es que tanto para la energía eólica como para la fotovoltaica se consideró la posibilidad de plantas flotantes, debido a la limitación de la superficie para instalar los parques de generación renovable. 

En la primera tecnología, se analizó tanto onshore (4 generadores pequeños) como offshore (una o dos turbinas), pero para esta última se observó que una sola turbina podría alcanzar una potencia de 8 MW, valor superior a la demanda esperada para el archipiélago, por lo que se asumió como premisa que las turbinas costa adentro, de menor potencia, se convirtieran para actuar como offshore en cimientos flotantes. 

Mientras que los sistemas fotovoltaicos se contempló tanto alternativas sobre suelo, flotantes o incluso paneles en tejados (como planta virtual donde la distribuidora sea responsable del control), como también un conjunto de baterías con una capacidad que va desde 1 MW/1 MWh hasta 250 kW/1 MW. 

De contratarse una solución de suministro más limpia al 2025, representaría costo promedio de R$ 902/MWh, considerando el monto a pagar como compensación por la terminación anticipada del contrato de la UTE Tubarão y la emisión de 6.678 ton CO2/año.

Mientras que en el panorama donde la contratación es a 2030, se destaca más participación de la fotovoltaica, con una consecuente mayor uso de sistemas de almacenamiento, por la reducción del CAPEX de estas tecnologías hasta 2030.

“Este escenario presentó un costo promedio de R$ 1.215/MWh y una emisión de 31.079 ton CO2/año. La comparación entre dichos escenarios indica que es beneficioso anticipar la sustitución de la generación diésel por otros recursos y/o combustibles”, detalla el documento. .

Pero a raíz de ello, la Empresa de Pesquisa Energética reconoció que las adversidades que podrían encontrarse en ambos casos podrían derivar en otro escenario donde se contraten potencia y energía, donde la UTE de Tubarão continúe operando hasta el final de su concesión, en conjunto con plantas renovables y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica. 

Ello daría lugar a una mayor inserción de centrales eólicas y solares, con o sin sistema de almacenamiento. Y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica más limpia. 

“Como resultado, este escenario tuvo un costo promedio de R$ 710/MWh y una emisión de 6.870 ton CO2/año. Y se destaca el potencial que tiene esta solución para reducir el costo de generación”, aseguraron desde EPE.

“Pero cabe señalar que, independientemente de la estrategia que se adopte para la contratación de una solución de suministro para Fernando de Noronha, la reducción de la generación diésel es importante para reducir los costos de generación de este sistema”, agrega el estudio.

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