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A importância do tempo de retorno de energia na
energia fotovoltaica Craig Peters Enviado como curso
de Física 240 ,
Universidade de Stanford, outono de 2010
O mundo está experimentando uma mudança para fontes limpas de energia
que não tem paralelo historicamente. O medo da mudança climática global,
juntamente com a preocupação com a independência energética e o esgotamento
das fontes tradicionais de combustível fóssil, está impulsionando essa
mudança. Uma série de tecnologias viáveis
"limpas" surgiram para substituir os combustíveis
fósseis, incluindo turbinas eólicas, energia solar térmica e energia solar
fotovoltaica (PV). Muitos argumentos convincentes, que não serão
explorados aqui, foram apresentados para que a PV se tornasse a fonte
dominante de geração de energia renovável. O PV tem feito, em uma base
de crescimento ano a ano, avanços significativos no mercado. O mercado
fotovoltaico global cresceu a uma taxa composta de crescimento anual de cerca
de 40% nos últimos 10 anos. [1] Apoiando este crescimento estão
subsídios governamentais generosos em países como Alemanha, Espanha, Itália
e EUA. No entanto, para que o PV satisfaça uma porcentagem significativa
da demanda mundial de energia, ele deve ser escalonável, ter um custo
competitivo com as fontes de combustível tradicionais e ter um tempo de
retorno de energia curto o suficiente (EPBT). EPBT é o ponto no tempo em
que o dispositivo FV produziu tanta energia quanto necessária para produzir o
próprio dispositivo FV. É este último ponto que geralmente é ignorado
pelos formuladores de políticas e participantes do setor. A fim de ilustrar a magnitude do problema de energia, o uso global de
energia é atualmente de 15 TW e espera-se que aumente em mais de 50% até 2035
com base no International Energy Outlook 2010 da
Administração de Informações de Energia dos EUA. As questões principais são
(1) podemos satisfazer grande parte dessa nova demanda por meio de PV e (2)
podemos reduzir ainda mais nossa dependência atual, substituindo as usinas de
queima de combustível fóssil existentes por PV. Embora seja importante,
vou ignorar as questões do custo dos módulos fotovoltaicos e o fornecimento
limitado de certos elementos-chave, como índio e telúrio. Em vez disso,
vou me concentrar na taxa de crescimento necessária na indústria fotovoltaica
e no que isso significa no que se refere ao EPBT para módulos fotovoltaicos. A atual capacidade global de produção de PV é de aproximadamente 13
GW. Vamos supor que queremos satisfazer 100% do crescimento esperado da
demanda até 2035 usando PV. Isso implica na necessidade de ter uma
capacidade fotovoltaica instalada de 7,5 TW até 2035. Para atingir essa
capacidade, a indústria fotovoltaica precisaria crescer a uma taxa composta
de crescimento anualizada (CAGR) de ~ 20%. Vamos supor também, por uma
questão de simplicidade, que este CAGR também coincida perfeitamente com o
crescimento projetado da demanda de energia. Esta não é necessariamente
uma suposição razoável, mas não invalidará as conclusões deste artigo. É
importante ressaltar que precisamos considerar a quantidade de energia que é
consumida no processo de fabricação dos módulos fotovoltaicos. A Fig. 1
mostra o crescimento da capacidade instalada assumindo um CAGR de 20%.
A linha amarela, que mostra a capacidade líquida total da rede, é a crítica. Para
gerar isso, assumi um EPBT de um ano para os módulos produzidos. Isso
significa que a energia necessária para fabricar um painel solar é
recapturada pelo painel solar após um ano completo de uso. Portanto, se
eu fabricar um painel solar de 100 watts, outro painel solar de 100 watts
levará um ano inteiro de operação para produzir a energia necessária para
fabricá-lo. Isso efetivamente reduz a quantidade de capacidade de
geração de PV na rede, enquanto a indústria ainda está crescendo e produzindo
novos painéis. Para o gráfico, presumi que a energia usada para produzir
novos módulos FV provém exclusivamente de módulos FV previamente
instalados. É claro que isso não é possível nos primeiros dois anos, mas
podemos fazer esse abatimento sem diluir o ponto principal. Vemos que
até 2035 nos aproximamos de 7,5 TW de capacidade instalada (linha vermelha),
que era nosso crescimento esperado na demanda de energia. No entanto,
devido ao fato de que leva um ano de operação do módulo FV para gerar a
energia necessária para produzir aquele módulo, sabemos intuitivamente que a
capacidade líquida da rede deve ser menor (linha amarela). Na verdade,
no final de 2034 teríamos 6,2 TW de capacidade instalada, mas dada a
necessidade de adicionar mais 1,25 TW de nova capacidade naquele ano, a
capacidade líquida da rede seria de apenas ~ 5 TW. Isso implica que
precisaríamos atender ao excesso de 2,5 TW de demanda de energia por outros
meios. devido ao fato de que leva um ano de operação do módulo FV para
gerar a energia necessária para produzir aquele módulo, sabemos
intuitivamente que a capacidade líquida da rede deve ser menor (linha
amarela). Na verdade, no final de 2034 teríamos 6,2 TW de capacidade
instalada, mas dada a necessidade de adicionar mais 1,25 TW de nova capacidade
naquele ano, a capacidade líquida da rede seria de apenas ~ 5 TW. Isso
implica que precisaríamos atender ao excesso de 2,5 TW de demanda de energia
por outros meios. devido ao fato de que leva um ano de operação do
módulo FV para gerar a energia necessária para produzir aquele módulo,
sabemos intuitivamente que a capacidade líquida da rede deve ser menor (linha
amarela). Na verdade, no final de 2034 teríamos 6,2 TW de capacidade
instalada, mas dada a necessidade de adicionar mais 1,25 TW de nova capacidade
naquele ano, a capacidade líquida da rede seria de apenas ~ 5 TW. Isso
implica que precisaríamos atender ao excesso de 2,5 TW de demanda de energia
por outros meios. Agora, se adotarmos uma abordagem mais modesta e assumirmos que o PV
irá satisfazer 25% do crescimento esperado da demanda, ou cerca de 1,9 TW de
capacidade, chegaremos a um CAGR de 12%. A Fig. 2 mostra um gráfico
semelhante à Fig. 1, mas com um CAGR de 12%. Vemos que em 2035 teríamos
cerca de 2 TW de capacidade fotovoltaica instalada, mas naquele ano teríamos
apenas 1,5 TW de capacidade líquida na rede. Isso significaria que
teríamos que satisfazer 500 GW de excesso de demanda com outras fontes de
combustível. Atualmente, existe uma ampla gama de EPBT para módulos
fotovoltaicos. Uma análise detalhada dos sistemas de rastreamento fixo
versus ativo colocou o intervalo de tempo entre 2 a
5 anos, o que é significativamente maior do que o ano que presumi. [2]
Isso reduziria ainda mais a capacidade líquida adicionada à rede e aumentaria
a necessidade de fontes alternativas de combustível, incluindo os
combustíveis fósseis tradicionais. Embora seja um desafio obter o EPBT
exato para produtores de módulos de filme fino, a First
Solar reivindicou um EPBT igual ou inferior a um ano. O ponto principal
é que estamos em uma posição difícil. Para atender a uma fração
significativa de nossas demandas de energia por meio de PV, precisamos de um
CAGR substancial em capacidade. No entanto, essa nova capacidade requer
energia para produzi-la, o que reduz a capacidade líquida adicionada à rede
durante este período de crescimento. Em uma nota final, uma das principais razões para o longo EPBT é o
fato de que os módulos fotovoltaicos estão fornecendo energia para, em média,
5,5 horas de intensidade de um sol por dia. Se eles fossem capazes de
produzir energia ao longo do dia, como carvão, gás natural ou usina nuclear,
a EPBT seria reduzida por um fator de 4, o que é significativo. Referências [1] W. Hoffman, "PV Solar Electricity: From a Niche Market to One of
the Most Important Mainstream Markets for Electricity", Optical Sciences 140 ,
29 (2009). [2] O. Perpinan et
al. ,
"Tempo de retorno de energia de sistemas fotovoltaicos conectados à
rede: comparação entre sistemas de rastreamento e fixos", Prog. Photovolt:
Res. Appl. 17, 137 (2009). |
