Edição 236 - Controle & Instrumentação

Revista Controle & Instrumentação – Edição nº 236 – 2018

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Tendência irreversível, cada fonte conta para o sucesso das renováveis

A quarta fase do CSP de 700 MW do Parque Solar Mohammed Bin Rashid Al Maktoum, a maior usina de energia solar concentrada de um único local do mundo, usando uma combinação de última geração de uma torre central e energia solar concentrada parabólica para coletar energia do sol. O projeto, que foi concedido a um consórcio liderado pela ACWA Power em 2017, entregará eletricidade a uma tarifa de US$ 7.30 por quilowatt / hora, custo que concorre com a eletricidade gerada por combustíveis fósseis, sem subsídio para energia solar confi ável e despachável também durante a noite. A fábrica apoiará a estratégia de energia limpa de Dubai 2050, para aumentar a participação de energia limpa para 25% até 2030, permitindo uma economia de 2,4 milhões de toneladas de CO2 (foto:ACWA)

No esforço global para combater as mudanças climáticas, a energia está no centro das respostas, seja através da expansão das fontes de energia renováveis, pela adoção de tecnologias de eficiência energética ou armazenamento.

É uma demanda global: cidades e indústrias têm de reduzir suas pegadas de carbono. Até mesmo na Arábia Saudita, que, há décadas, tem o petróleo como base de sua riqueza, está tentando ter um futuro baseado em outro recurso natural que ela possui em abundância: a luz solar. E, de fato, sob o comando do príncipe Mohammed Bin Salman, o maior exportador de petróleo do mundo, está investindo em energia renovável, não apenas para reformular seu mix de energia local, mas para emergir como força global também em energia limpa.

E já escolheu a ACWA Power, uma empresa de energia saudita, para construir uma fazenda solar para abastecer cerca de 40 mil casas. Esse projeto terá custo de US$ 300 milhões, porém, a Arábia Saudita já planeja investir até US$ 7 bilhões em sete novas usinas solares e um grande parque eólico, e levar o país a ter até 10% de sua geração de energia baseada no sol até o final de 2023.

Um relatório da Exxon Mobil (Outlook de 2018) comenta que a Agência Internacional de Energia (AIE) pontuou que, para encaminhar o mundo para a diretriz do Acordo de Paris, que pede menos dois graus na temperatura, é necessário agir de forma abrangente, sistemática e imediata na implementação de soluções, mas que não é possível prever um único e seguro caminho. Como resultado, governos, universidades e organizações não governamentais estão analisando possíveis cenários, para identificar opções para enfrentar os riscos climáticos com energia confiável e acessível.

Uma das principais incertezas diz respeito aos avanços na tecnologia, que podem influenciar o custo e a disponibilidade potencial de caminhos, em direção a um cenário de “2oC”. Um recente estudo multimodelo, coordenado pelo Energy Modeling Forum em StanfordUniversity (EMF 27), avaliou tecnologias e políticas associadas a oito climas-alvo de estabilização. O Outlook de 2018 incorpora eficiência significativa e mudanças no mix de energia, com a característica fundamental de ter as emissões de CO2 relacionadas com a energia zeradas, ou potencialmente negativadas, até o final do século.

A ExxonMobil define que sua missão é fornecer energia para a vida. Mas, isso é apenas metade da história. A outra parte do desafio é reduzir as emissões de gases de efeito estufa associadas à produção e uso de energia. Então, anunciou medidas de redução de gases de efeito estufa em todas as suas operações, com um plano para reduzir as emissões de metano em 15% e reduzir a queima em 25%, até 2020.

A ExxonMobil já vem buscando eficiência energética em refino – alcançando uma melhoria de 10% na eficiência desde 2000, por exemplo – e na redução da intensidade energética das operações químicas. Desde 2000, a empresa investe mais de US$ 9 bilhões em eficiência energética e tecnologias, para reduzir as emissões. As medidas implementadas no ano passado para reduzir as emissões de metano, incluindo esforços de detecção e reparo de vazamentos e melhorias operacionais nos Estados Unidos, já representaram uma redução de 2% nas emissões, então, a empresa acredita estar no caminho certo. Eficiência energética é de grande ajuda ambiental, já que faz com que a demanda global de energia aumente apenas cerca de 25% entre 2016 e 2040, refletindo essa economia devido a melhorias, sem as quais a demanda global de energia poderia quase dobrar até 2040!

Além dos esforços da iniciativa privada, políticas públicas sólidas desempenham um papel importante. E, claro, tecnologia é vital para melhorar os padrões de vida, ao mesmo tempo em que aborda os riscos climáticos e muitas delas que não tinham importância há 15 anos têm um papel mais significativo hoje. Exemplos incluem energia eólica e solar, desenvolvimento não convencional de petróleo e gás e carros elétricos.

Várias ações no sentido de migrar a sociedade para o uso de energias mais limpas vêm sendo feitas e as energias renováveis devem captar dois terços do investimento global, até 2040.

Energia é um bom negócio e vem sendo estudada mais detalhadamente para que metas ambientais sejam rentáveis. Um relatório do Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL) descobriu que, quando a parcela de eletricidade gerada por energia eólica e solar chega a 40% ou 50%, os preços da energia no atacado diminuem de US$ 5 a U$$ 16 / MWh. Mas o estudo “Impactos da Energia Renovável nos Preços Atacadistas de Eletricidade e na Tomada de Decisão no Setor Elétrico” constatou que aumentar a participação de energia eólica e solar na rede também aumenta a volatilidade e a hora de pico de preço.

As energias eólica e solar têm características econômicas diferentes das tradicionais, jogando a demanda de pico da rede para ocorrer à noite, quando as pessoas chegam em casa e ligam as luzes e os eletrodomésticos. Então, em um sistema altamente solar, quando os preços da energia atingem o pico à noite, os investimentos em eficiência energética projetados para reduzir a demanda de iluminação, como a instalação de iluminação pública por LED, seriam mais econômicos do que os voltados para reduzir as cargas à tarde, por exemplo.

Taxas mais altas de fontes renováveis levariam os fornecedores de eletricidade a preferir ativos de geração mais ágil, que pudessem aumentar ou diminuir mais rapidamente em resposta a flutuações de carga, como baterias de resposta rápida e geração a gás. E isso impacta – ou deveria impactar – as decisões relativas a infraestrutura, não apenas de distribuição para cidades, campo e indústria, como também as de carregamento para veículos elétricos: no sistema altamente solar, com muita energia disponível para carregamento de veículos à tarde, faria sentido infraestrutura de carregamento em locais comerciais, como shoppings e complexos de escritórios. Já em um sistema mais eólico, talvez seja melhor investir no aumento das instalações de recarga residencial, para que mais pessoas recarreguem seus veículos à noite. Ou seja, é preciso equilibrar as decisões do lado da demanda e do lado da oferta.

As mudanças mais fundamentais dizem respeito ao momento em que a eletricidade fica mais barata ou cara e o grau de (ir)regularidade nesses padrões. É importante lembrar que mudanças de preços na energia provocam respostas de outros mercados o que, por sua vez, afeta os preços da própria energia e de maneira geral. De qualquer forma, a implantação de energia solar fotovoltaica (PV) tem sido rápida no mundo e liderada pela China e Índia, colocando-a como a maior fonte de baixo carbono até 2040, quando a participação de todas as energias renováveis na geração total deve chegar a 40%. É fato: em todo o mundo, as políticas estão apoiando a eletricidade renovável, através de leilões competitivos, em vez de tarifas, e a transformação do setor está sendo amplificada, através da energia solar fotovoltaica distribuída.

No Brasil, a participação do uso direto e indireto de fontes renováveis no consumo final de energia deve aumentar de 39% para 45% em 2040, em comparação com uma progressão global de 9% para 16% no mesmo período.

Uma dessas ações buscava reduzir os custos e tempo para a conexão da microgeração e minigeração distribuída e aumentar o público alvo, a ANEEL publicou, em 2015, a Resolução Normativa nº 687. De acordo com as novas regras, os créditos para geração solar podem ser usados para abater o consumo de unidades consumidoras do mesmo titular, situadas em local remoto, desde que na área de atendimento de uma mesma distribuidora. Ou seja, é possível instalar o sistema fotovoltaico em um terreno e utilizar a energia gerada para abater o valor consumido por uma residência localizada em outra região. Outra norma diz respeito à possibilidade de instalação de geração distribuída em condomínios – empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras.

Nessa configuração, a energia gerada pode ser repartida entre os condôminos em porcentagens definidas pelos próprios consumidores, o que possibilitou a criação de fazendas solares, que geram energia para ser alugada pelos clientes.

Não se pode esquecer da mais tradicional renovável, a energia hidrelétrica, cuja tecnologia varia de acordo com as condições do local onde ela será instalada, porque fatores como o relevo, tipo de formação geológica e sazonalidade da vazão do rio são os principais que determinam a escolha da tecnologia. Nesse cenário “multi fontes de energia”, empresas como a EDP precisam deter capacidade de projetar, construir e operar diferentes tipos de usinas com diferentes tecnologias.

A posição da EDP sobre as usinas hidrelétricas é que elas continuarão sendo uma fonte importante para a geração de energia elétrica, principalmente no Brasil, que tem um gigantesco potencial hídrico. De fato, a geração hidrelétrica teve papel preponderante na estratégia da EDP nos últimos anos e, de 2005 para cá, sua capacidade instalada mais do que quintuplicou.

Recentemente, a companhia concluiu um ciclo de construção de três hidrelétricas – sendo a última a de São Manoel, ao lado dos parceiros CTG e Furnas – , está focado em realizar as obras dos ativos contratados em Transmissão, que somam aportes de R$ 3 bilhões nos próximos cinco anos, na expansão equilibrada da área de Soluções em Energia, além da ampliação geográfica do segmento de Distribuição, com a recente aquisição de participações na Celesc – Centrais Elétricas de Santa Catarina. Mas, a EDP segue avaliando oportunidades de investimento em toda a cadeia de valor.

A EDP avalia riscos em geração hídrica, decorrentes de alterações climáticas e de mudança de comportamento dos clientes, que buscam economia de gastos e ganhos com eficiência – através da EDP Soluções em Energia, unidade que prepara a companhia para a transição à economia de baixo carbono, ao desenvolver serviços de eficiência energética sob medida para cada cliente.

Entre as ações, está a busca da redução do consumo de energia por meio de serviços e a instalação de equipamentos mais eficientes e do desenvolvimento de projetos de geração e cogeração de energia com fontes energia e menos poluentes, com preferência ao reaproveitamento de subprodutos e resíduos.

E, em 2016, a EDP passou a integrar o mercado de geração distribuída fotovoltaica, com um primeiro projeto, desenvolvido internamente, concluído em 2017, o CSD – Centro de Serviços de Distribuição em Poá/SP. Também foram acordados nove projetos solares, somando 10.740 kWp de capacidade instalada, e a previsão para 2018 é de investimentos de R$ 100 milhões, para ampliar a capacidade instalada da companhia em cerca de 30MWp.

Um destaque tecnológico é que a EDP está empregando, na usina de Cachoeira Caldeirão (219 MW), na região amazônica, turbinas do tipo “Bulbo” especiais para locais onde se verificam altas vazões e baixas quedas. O Grupo EDP também começou a dar os primeiros passos na exploração dos recursos energéticos no mar, criando, em Portugal, o Windfloat, um projeto pioneiro em nível mundial, que tem como objetivo a exploração do recurso eólico em águas profundas – as tecnologias escolhidas permitem a exploração do potencial eólico no mar, em profundidades superiores a 40 metros. O foco de inovação do projeto baseia-se no desenvolvimento de uma plataforma flutuante semi-submersível e triangular, com origem na indústria de extração de petróleo e de gás, onde assenta uma turbina eólica.

Segundo informações da Abeeólica – Associação Brasileira de Energia Eólica, o setor de energia baseada nos ventos cresce de forma vigorosa sendo que, em 2017, foram adicionados à matriz elétrica brasileira mais 2 GW de energia eólica em 79 novos parques, o que fez com que, ao final do ano, a eólica totalizasse 12,77 GW de capacidade instalada em 508 parques eólicos, representando 8,1% da matriz, com investimentos totais no período de R$ 11,4 bilhões. E contando...

Corroborando os números brasileiros para a eólica, também o World Energy Outlook 2017 do IEA – International Energy Agency afirma que, na União Europeia, as renováveis já respondem por 80% da nova capacidade, tendo a energia eólica como principal fonte de eletricidade até 2030, tanto onshore quanto offshore. E, de acordo com dados do Global Wind Energy Council (GWEC), o Brasil ultrapassou o Canadá e ocupa, agora, a oitava posição no ranking mundial de capacidade instalada de energia eólica.

Essa migração para um mundo que tenha por base energias mais limpas impacta claramente a cadeia do petróleo, e seus players têm respondido com diversas ações, incluindo aquisições como a da First Utility, uma empresa de energia virtual – produto do avanço tecnológico e da desregulamentação da Grã-Bretanha – recentemente comprada pela Shell. Esse movimento ilustra uma das maneiras pelas quais as empresas de energia estão olhando para um futuro que aproveite o sol e o vento. É um futuro que a indústria do petróleo está adotando cada vez mais, alavancando recursos financeiros, tecnológicos e logísticos para lidar com o problema das mudanças climáticas.

Desde que Ben van Beurden assumiu a presidência executiva da Shell, em 2014, vem equilibrando o negócio de petróleo & gás com o sucessivo aumento de pressões regulatórias, societárias e sociais... até os acionistas estão exigindo que a Shell tome medidas para mitigar a mudança climática. A empresa começou a alocar até US$ 2 bilhões por ano, de um orçamento de cerca de US$ 30 bilhões, para energias alternativas. E já comprou a First Utility, investiu em operações de energia solar na Califórnia, um parque eólico offshore na Holanda, uma startup de compartilhamento de carros em Londres e uma empresa de pontos de recarga para veículos elétricos. E comprou a BG por US$ 54 bilhões, em 2016, para reforçar sua posição em gás natural liquefeito. Existe lógica aí, já que a Shell não pretende parar de vender petróleo & gás tão cedo. Van Beurden acredita que, se as empresas de energia quiserem reconquistar a confiança das pessoas, precisam mudar de tom. Então, ele elaborou um novo plano com sua equipe executiva, para reduzir a pegada de carbono, não apenas de suas operações, mas, de seus produtos, como gasolina e combustível de aviação, em consonância com o acordo climático de Paris – o objetivo é reduzir em 50% o dióxido de carbono produzido por esses produtos, até 2050.

A Shell é a maior empresa da Europa, então, pode assumir muitas frentes, como ter pontos de carregamento elétrico e hidrogênio, um combustível limpo, disponível em seus postos de abastecimento e gerar grandes quantidades de energia verde de instalações eólicas e solares, etc. E, mesmo que alguns ambientalistas acreditem que os US$ 2 bilhões anuais que a Shell se propõe a investir em novas energias representem muito pouco, a mudança está em andamento.

A Petrobras também vem se preparando para um futuro baseado em economia de baixo carbono e, entre as iniciativas previstas para essa transição, estão o desenvolvimento de negócios de alto valor em energia renovável e o investimento e promoção de novas tecnologias para reduzir os impactos nas mudanças climáticas.

Uma das iniciativas é a construção de uma planta piloto eólica offshore. Um projeto de Pesquisa & Desenvolvimento, composto por duas linhas: a primeira, referente aos estudos junto a Instituições de Ciência e Tecnologia (ICTs) e universidades federais (UFRN, UFRJ e UFJF), com análises de logística, infraestrutura, potencial eólico, fundações, transmissão de energia e impactos ambientais de instalações eólicas offshore no Brasil. A segunda linha trata da instalação do primeiro aerogerador offshore no país, com o intuito de avaliar a performance desse equipamento em campo.

Na primeira fase desse projeto (2013 e 2016), a Petrobras identificou um potencial significativo para explorar energia eólica no litoral do Rio Grande do Norte e Ceará, após realizar medições no mar em profundidades entre 12 metros e 30 metros, a distâncias da costa entre 20 quilômetros e 70 quilômetros.

Para a medição da velocidade dos ventos foi utilizada uma torre de 93 metros e também a técnica conhecida como LiDARs (Light Detection And Ranging), com sensores remotos e lasers instalados em plataformas de petróleo. Além da velocidade, a Petrobras mediu também a direção do vento, intensidade, constância e temperatura.

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A segunda fase realiza novas medições de vento na região estudada, incluindo estudos preliminares no sudeste brasileiro. A previsão é ter a planta piloto, na faixa de 5MW de capacidade, instalada, até meados de 2021, a 20 km da costa da cidade de Guamaré, no Rio Grande do Norte. O projeto inclui uma única turbina eólica operada remotamente, uma torre anemométrica movida a energia solar e um cabo submarino elétricoóptico umbilical.

Esse projeto piloto da Petrobras é estratégico, porém, o campo de Ubarana, em águas rasas da Bacia Potiguar, está no programa de desinvestimentos da companhia, o que significa que o projeto pode mudar de mãos.

Mas, a Petrobras não está sozinha no desbravamento das eólicas offshore. A Eólica Brasil tem o projeto do Complexo Eólico Marítimo Asa Branca I (400 MW) que, apesar de parado – em tese esperando a liberação ambiental –, é formado por 10 Parques Eólicos Marítimos (Sabiaguaba I; Sabiaguaba II; Caetanos I; Caetanos II; Icaraizinho I; Icaraizinho II; Moitas I; Moitas II; Patos I; e Patos II), com cinco aerogeradores cada, totalizando 50 aerogeradores marítimos, no litoral do de Amontada/CE, a cerca de 8 km da praia, com profundidades entre 7 e 12 metros. Está previsto que o empreendimento tenha sua própria linha de transmissão de interesse restrito, com 120 km. Pelo projeto, serão utilizados navios-plataforma autoelevatórios, de baixo calado, para instalar as fundações, peças de transição, torres, naceles, pás, cabos de controle/ elétricos submarinos. E também o complexo Eólico Caju, com 15 aerogeradores, totalizando 30 MW de potência, localizado em zona de transição terramar, em território maranhense – cidades de Tutoia e Araioses.

As eólicas offshore vão ganhar espaço, baseadas em custos e com dados mais recentes. O potencial de energia eólica offshore para toda a margem do Brasil foi avaliado com dados obtidos pelo satélite QuikSCAT, entre agosto de 1999 e dezembro de 2009. Esse levantamento estimou que o potencial energético offshore no ZEE (zoneamento ecológico-econômico) brasileiro é quase 12 vezes maior que na área continental do país.

Os dados foram processados para gerar um campo de vento com resolução espacial de 0,5°. Os valores obtidos são referentes a uma altitude de 10 m do nível do mar e a simulação usou turbinas geradoras Areva Wind M5000, espaçadas em cerca de 600 m, no eixo meridional, e em cerca de 1.200 m, no eixo zonal. O levantamento é uma boa base, ainda que para os estudos de energia eólica sejam importantes dados a uma altitude próxima ao eixo do rotor da turbina (80 m).

O resultado é que o potencial eólico para toda a margem brasileira, de até 100 m de profundidade (606 GW), ficou cerca de três vezes maior que o resultado preliminar, de 2008, que avaliou somente as regiões sudeste e sul. Enfim, o desenvolvimento das tecnologias nos diversos setores da vida é que vai possibilitando o uso de algumas soluções de maneira mais intensiva. Em recente relatório da McKinsey sobre opções para descarbonizar processos industriais, onde o foco estava nos setores de cimento, aço, etileno e amônia, a conclusão foi a de que a descarbonização é tecnicamente possível, mesmo com obstáculos técnicos e econômicos.

O setor industrial é uma potência global, porém, também um importante emissor de GEE e, nos setores estudados, cerca de 45% das emissões de CO2 era proveniente das matérias-primas; outros 35% da queima de combustível para gerar calor em alta temperatura e os restantes 20%, o resultado de outros requisitos de energia. O fato é que a descarbonização da indústria depende de um aumento no uso de energia elétrica que venha de fontes limpas – ainda que as características locais afetem a viabilidade de opções.

Até o fechamento desta edição, estavam caminhando, no Brasil, estudos ambientais para instalações de eólicas offshore, consultas públicas e estudos para leis na área de energia envolvendo etanol, energia eólica e solar, mostrando que o país quer aproveitar todos os recursos que puder para gerar energia limpa. Empresas de diversos segmentos estão nessa corrida, que pega o petróleo num momento delicado: ainda que a ANP – Agência Nacional de Petróleo, e o Governo Federal estejam “atualizando” as políticas, a FGV– Fundação Getúlio Vargas, divulgou um estudo minimizando o impacto desse setor no PIB brasileiro, já que sua contribuição seria de apenas 4% do total. Os fornecedores de bens duráveis discordariam desse valor, que aponta que o sucesso das renováveis está apenas nas mãos das políticas, agora.

O Prius, que a Toyota vende no Brasil, utiliza um sistema híbrido desenvolvido pela própria empresa para conciliar o uso de dois motores: um a combustão, como os que equipam veículos tradicionais, e outro, elétrico. Esse motor elétrico, porém, não utiliza carga externa, ou seja, não deve ser carregado na tomada, como acontece com um veículo puramente elétrico, mas funciona como um gerador. Ele é responsável por captar a energia cinética produzida pela frenagem e transformá- la em energia elétrica, que fica armazenada na bateria do motor elétrico. Em um veículo comum, essa energia é dispersada em forma de calor. Em baixas velocidades, somente o motor elétrico é acionado, enquanto o motor à combustão permanece desativado, e não há consumo de combustível.

Conforme a velocidade do carro aumenta, ou é exigida maior força do veículo, como em uma subida, por exemplo, o motor a combustão é ativado e o sistema inteligente controla o uso dos dois motores simultaneamente. A Toyota não tem planos, até o momento, de comercializar a versão Prime por aqui, mas anunciou estudos recentes da tecnologia híbrida flex, ou seja, um modelo híbrido à combustão, que poderá ser abastecido também com etanol. O projeto, que combina um propulsor elétrico e outro flexível a gasolina e etanol, colocou lado a lado as equipes de engenharia da Toyota Motor Corporation, no Japão, e da Toyota do Brasil. Os testes estão sendo realizados em um protótipo do Prius flex.

Estudos preliminares realizados pela Toyota do Brasil apontam que o híbrido flex possui um dos mais altos potenciais de compensação e reabsorção na emissão de CO2 gerado desde o início do ciclo de uso do etanol extraído da cana-deaçúcar, passando pela disponibilidade nas bombas de abastecimento e sua queima no processo de combustão do carro. Quando abastecidos apenas com etanol (E100), os resultados se mostraram ainda mais animadores.

A Toyota Motor Corp. tem planos para popularizar veículos eletrificados já na década de 2020-2030, com o desenvolvimento e lançamento de veículos híbridos elétricos (HEVs), híbridos plug-in elétricos (PHEVs), elétricos de bateria (BEVs) e veículos elétricos movidos a célula de combustível (FCEVs). O protótipo do primeiro automóvel híbrido flex faz parte de um conjunto de esforços da Toyota no cumprimento de metas ambientais ambiciosas, previstas no seu Desafio Ambiental 2050 para colaborar com a redução de impactos ambientais causados pelos automóveis ao nível mais próximo possível do zero de emissão.

Até chegar à formatação do primeiro protótipo, a Toyota realizou diversos testes em escala de laboratório, que tiveram início há quase três anos atrás, em meados de 2015. E, em cerimônia realizada com a presença de representantes do governo do Estado de São Paulo e parceiros, a companhia deu início à fase de testes de rodagem. No primeiro momento, o veículo percorrerá um trecho de mais de 1.500 quilômetros entre SP e DF, colocando à prova a durabilidade do carro em percursos desta natureza, para avaliar o conjunto motor-transmissão, quando abastecidos com etanol, nas estradas brasileiras. A partir daí, novos dados informarão a performance do carro e servirão para possíveis ajustes, com objetivo de buscar o balanço ideal de todo o conjunto.

“Mais do que um marco em nossa sexagenária história no Brasil, este protótipo é o ponto de partida para a escrita dos nossos próximos 60 anos. A Toyota acredita que o híbrido flex, quando produzido em escala comercial, possibilitará a reabertura de um novo período de aprimoramento técnico de toda a cadeia automotiva”, declara Rafael Chang, presidente da Toyota do Brasil.

Estudos preliminares realizados pela Toyota do Brasil apontam que o híbrido flex possui um dos mais altos potenciais de compensação e reabsorção na emissão de CO2 gerado desde o início do ciclo de uso do etanol extraído da cana-deaçúcar, passando pela disponibilidade nas bombas de abastecimento e sua queima no processo de combustão do carro. Quando abastecidos apenas com etanol (E100), os resultados se mostraram ainda mais promissores.

O preço do teto solar ainda não está disponível, mas se um teto de 200W pode gerar cerca de 300 kWh/a e se isso custar 40 centavos por kWh durante o período de retorno, isso significa cerca de US$100/a. Se o custo inicial do teto for de US$ 500, isso significa um retorno em 5 anos... “Se.” A Panasonic está fabricando o teto de 180 watts do Toyota Prius Prime para o mercado japonês e afirma que seu teto produzirá a quantidade equivalente de energia para 3-6 km / dia, porém, por enquanto, a energia será armazenada em uma bateria de baixa voltagem para aquecimento / resfriamento / rádios, etc. A Panasonic está progredindo na tecnologia para enviar eletricidade para uma bateria maior para o funcionamento do carro. A Tesla, a Ford e a Fisker produziram protótipos de cascos solares (SEAV 1.0), porém, suspenderam seus planos de teto solar.