O sistema da BrightSource se distingue pelo uso de uma torre onde fica a caldeira de vapor, que recebe a energia concentrada por um vasto conjunto de espelhos planos, chamados heliostats, que miram o sol. Pesquisas recentes substituíram a água do sistema por sódio líquido, um metal com alta capacidade calorífica, que pode armazenar o calor para produzir vapor, nas horas em que o sol fica encoberto.
Um dos projetos do gênero mais conhecidos está na Espanha – a torre termossolar PS10 de 11 MW perto de Sevilha, a primeira instalação comercial da Europa. São 624 espelhos com 120 m2 de superfície cada, alinhados com um receptor no topo de uma torre de 115 m de altura, onde fica alojada também a turbina a vapor. O calor é estocado como vapor pressurizado a 50 bar e 285º C, durante uma hora.
O custo da energia é três vezes mais caro do que as fontes convencionais, mas tendem a cair na medida em que se difunde a tecnologia, como ocorreu com a energia eólica. PS10 é a primeira planta de energia solar de um complexo previsto na mesma área, adotando diversas tecnologias, visando a produzir mais de 300 MW até 2013.
A Pacific Gás & Electric, da Califórnia, EUA, contratou recentemente um total de 1310 MW de eletricidade a ser gerada por sete torres termossolares, suficiente para abastecer 530 mil casas no horário de pico do meio-dia a 7 horas da noite. Ao custo de US$ 3 bilhões, as plantas serão construídas pela BrightSource nos desertos da Califórnia, Nevada e Arizona. A primeira delas, de 110 MW, começa a gerar energia elétrica por volta de 2010.
Não se trata de uma aposta arriscada. As nove usinas solares construídas pela Luz International, no deserto de Mojave, na Califórnia, entre 1984 e 1990, empregando refletores parabólicos, ainda estão funcionando.
Se essa tecnologia economiza energia para o distribuidor e reduz a contado consumidor, porque ele sabe em tempo real os horários de tarifação mais cara, porque ainda não é um sucesso de público? Excesso ou falta de regulação governamental, logística para substituir milhares de medidores obsoletos no campo, ruptura de um modelo de negócio tradicional ao qual as distribuidoras de energia estão acostumados, e falta de informação do consumidor.
O projeto de maior êxito foi da estatal italiana Enel, em 2002, que instalou medidores inteligentes para os quase 30 milhões de consumidores, ao custo de 2 bilhões de euros. A operadora calcula uma economia anual de 500 milhões de euros, obtida com a redução do consumo e do seu próprio quadro de pessoal. Há programas similares na Inglaterra, Suécia, Canadá, Austrália, Turquia e EUA.
Um medidor inteligente custa cerca de US$ 125 nos EUA, mas pode custar três e quatro vezes esse valor para instalar e operar, por causa da rede de comunicação e programas de gerenciamento de dados na distribuidora de energia. O aparelho costuma usar eletrônica de estado sólido, comunicação em dois sentidos, desliga e religa por controle remoto (e a pedido do consumidor), faz leitura a intervalos de até 15 minutos, pode mudar o plano de tarifação, detecta necessidade de serviço e uso não autorizado de energia.
A experiência da Enel está sendo solicitada em outros países. Na Espanha, a Endesa planeja instalar a tecnologia para seus 11 milhões de clientes, além do projeto pioneiro em Viesgo, para 750 mil consumidores. Em Malta, a distribuidora local contratou 250 mil medidores inteligentes na sua rede. Há projetos sendo negociados na Rússia.
Fonte: Estadão
