Cientistas da Universidade de Exeter, no Reino Unido, investigaram o potencial de instalação de uma fazenda fotovoltaica flutuante (FPV) na represa Wadi Dayqah, em Omã, e de acoplá-la a um sistema de armazenamento de hidrogênio.
Usando vários programas de software para simular e otimizar o tamanho do projeto, os pesquisadores descobriram que o projeto é tecnicamente viável, embora a um custo nivelado de hidrogênio (LCOH) relativamente mais alto.
“O local proposto para o sistema FPV é a barragem de Wadi Dayqah, localizada na região nordeste do Sultanato de Omã, cerca de 83 km a sudeste de Mascate, em Qurayat”, disseram os cientistas. “O reservatório, que cobre uma área de 350 hectares, é formado por duas barragens. A barragem possui uma irradiação horizontal global média anual de 2.083,6 kWh/m2 e mantém uma temperatura ambiente média anual moderada de 28,43 °C.”
Os pesquisadores usaram o software PVsyst para construir o sistema FPV. Eles identificaram uma área de 130 mil m2 no reservatório com sombreamento mínimo das montanhas circundantes. Em seguida, simularam o uso de um módulo monocristalino de silício bifacial com 635 W e eficiência de 20,5%. O custo do sistema foi estimado em US$ 1.260/kW, com uma vida útil esperada de 25 anos.
“Devido à falta de dados específicos sobre o consumo anual de eletricidade por família em Omã, foi feita uma suposição usando o tamanho médio da família em Omã de 7,2 indivíduos e o consumo anual de eletricidade per capita em Omã de 8,274 MWh”, disseram os acadêmicos. Este cálculo produz um consumo anual estimado de eletricidade por família de 60 MWh/ano. Este número foi então utilizado para determinar o número de residências cujas necessidades elétricas o sistema proposto pode cobrir.
Para o sistema de armazenamento de hidrogênio, o software HOMER Pro foi usado para otimizar seu tamanho com o mínimo de custo de energia. Os cientistas assumiram o uso de um eletrolisador de membrana de troca de prótons (PEM) com um custo de capital de US $ 2.500/kW e uma vida útil de 15 anos; uma célula de combustível PEM com um custo de US$ 2.500/kW e uma vida útil de 60.000 horas; um tanque de hidrogênio que custa US$ 1.000/kW e dura 15 anos; e um conversor com custo de US$ 300/kW e 15 anos.
Quanto ao sistema de armazenamento, a ferramenta de otimização indicou uma capacidade ótima de eletrolisador de 22 MW, um tanque de armazenamento de 60.000 kg, uma célula a combustível de 13 MW e um conversor de 12,4 MW. “Com uma capacidade instalada de 26,57 MW, o sistema FPV incorpora 41.847 módulos bifaciais. O sistema demonstra uma taxa de produção específica de 1947 kWh/kWp/ano, resultando em uma produção anual total de energia de 51.734 GWh/ano”, acrescentaram os pesquisadores.
Verificou-se que todo o sistema gera 65.516 GWh de eletricidade anualmente, com o sistema FPV respondendo por 79% da produção total de eletricidade, enquanto a célula de combustível responde pelos 21% restantes. “O sistema modelado atinge uma fração renovável de 100%, demonstrando sua capacidade de atender 100% da demanda de energia com energias renováveis. A carga elétrica doméstica consome 25,3 GWh anualmente, representando 422 residências”, especificou a equipe de pesquisa.
A análise econômica do sistema resultou em um alto custo nivelado de eletricidade (LCOE) de US$ 0,97/kWh e LCOH de US$ 29,7/kg, o que é atribuído a despesas substanciais de capital e operacionais associadas aos componentes do sistema em grande escala e perdas de ineficiência da célula de combustível. “A viabilidade econômica pode ser melhorada no futuro com avanços na tecnologia de armazenamento de energia de hidrogênio e aumento dos preços dos combustíveis fósseis”, concluíram os acadêmicos.
Suas descobertas foram apresentadas em “Investigating the integration of floating photovoltaics (FPV) technology with hydrogen (H2) energy for electricity production for domestic application in Oman“, publicado no International Journal of Hydrogen Energy.
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