Mecanismos de incentivos tarifários para microgeração fotovoltaica por meio do gerenciamento de carga pelo lado da demanda.

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Costa, André Ribeiro da
Data de Publicação: 2022
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da Universidade Federal do Ceará (UFC)
Texto Completo: http://www.repositorio.ufc.br/handle/riufc/67676
Resumo: The growth in the insertion of photovoltaic (PV) micro generation in distribution grids has been leveraged by important changes in regulation and incentives in the expansion of this modality in the electricity sector. However, with the increased use of PV generation facilities comes the concern about the impact on the distribution and transmission systems regarding the divergence between generation periods and peak demand periods. The use of demand-side load management (DSM), associated with tariff incentive policies, tends to financially favor the consumer's energy bill and assist in the mitigation of peak energy demand. From this motivation, the present work aims to propose a methodology for the analysis of the financial feasibility in the energy bill using the electricity tariffs in force in Brazil, combining the PV generation system with energy storage. Three consumers with particular characteristics regarding the demand of the installations, grouping of consumers, types of connections and with inclusion or not of PV generation are evaluated. The compatible equipment currently on the Brazilian market is considered together with an analysis of local energy resources and potentials using the HOMER Pro Energy software. In the context of financial viability, the tariff model of the local electricity distributor is considered in order to estimate the possible scenarios pertinent to the system. Eighteen scenarios are simulated in different topologies and tariffs over 25 years of design, and in only one of the cases did the use of the White Tariff in conjunction with the PV system and storage become economically viable. The topologies simulated for this consumer presented results with the lowest Net Present Value (NPV) relative to the present cost of the project at R$ 1,030,530.00 and with an Average Energy Cost (AEC), represented by the cost per kWh consumed, amounting to 0.304 R$/kWh, obtaining a percentage reduction of 9.44% and 44.32%, respectively, in relation to the worst simulation result when the consumer uses only the energy from the utility. The proposed method includes a real energy demand and generation database, suggesting that other similar generation units can benefit from the same analysis and assist in decision making; additionally, they can use the analysis as a way to direct the incentive to expand this modality based on the choice of differentiated tariffs.
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From this motivation, the present work aims to propose a methodology for the analysis of the financial feasibility in the energy bill using the electricity tariffs in force in Brazil, combining the PV generation system with energy storage. Three consumers with particular characteristics regarding the demand of the installations, grouping of consumers, types of connections and with inclusion or not of PV generation are evaluated. The compatible equipment currently on the Brazilian market is considered together with an analysis of local energy resources and potentials using the HOMER Pro Energy software. In the context of financial viability, the tariff model of the local electricity distributor is considered in order to estimate the possible scenarios pertinent to the system. Eighteen scenarios are simulated in different topologies and tariffs over 25 years of design, and in only one of the cases did the use of the White Tariff in conjunction with the PV system and storage become economically viable. The topologies simulated for this consumer presented results with the lowest Net Present Value (NPV) relative to the present cost of the project at R$ 1,030,530.00 and with an Average Energy Cost (AEC), represented by the cost per kWh consumed, amounting to 0.304 R$/kWh, obtaining a percentage reduction of 9.44% and 44.32%, respectively, in relation to the worst simulation result when the consumer uses only the energy from the utility. The proposed method includes a real energy demand and generation database, suggesting that other similar generation units can benefit from the same analysis and assist in decision making; additionally, they can use the analysis as a way to direct the incentive to expand this modality based on the choice of differentiated tariffs.O crescimento da inserção de microgeração fotovoltaica (FV) nas redes de distribuição tem sido alavancada por importantes mudanças na regulamentação e incentivos na expansão dessa modalidade no setor elétrico. Contudo, com o maior uso das instalações de geração FV, surge a preocupação sobre o impacto nos sistemas de distribuição e transmissão de energia no que se refere à divergência entre os períodos de geração e os períodos de pico de demanda. O uso do gerenciamento de carga pelo lado da demanda (GLD), associado às políticas de incentivos tarifários, tende a favorecer financeiramente a fatura de energia do consumidor e auxiliar na mitigação do pico de demanda de energia. A partir desta motivação, a presente dissertação tem como objetivo propor uma metodologia para a análise da viabilidade financeira na fatura de energia utilizando as tarifas de energia elétrica vigentes no Brasil, combinando o sistema de geração FV com armazenamento de energia. São avaliados 3 consumidores com características particulares no que diz respeito à demanda das instalações, agrupamento de consumidores, tipos de ligações e com inclusão ou não de geração FV. São considerados os equipamentos compatíveis atualmente no mercado brasileiro em conjunto com uma análise de recursos e potenciais energéticos locais através do software HOMER Pro Energy. No âmbito da viabilidade financeira, é considerado o modelo de tarifação da distribuidora de energia elétrica local a fim de estimar os possíveis cenários pertinentes ao sistema. São simulados 18 cenários em diferentes topologias e tarifas em 25 anos de projeto, sendo que em somente em um dos casos a utilização da Tarifa Branca em conjunto com o sistema FV e armazenamento se tornou economicamente viável. As topologias simuladas para este consumidor apresentaram resultados com menor Valor Presente Líquido (VPL) referente ao custo presente do projeto em R$ 1.030.530,00 e com Custo Médio de Energia (CME), representado pelo custo por kWh consumido, no valor de 0,304 R$/kWh, obtendo-se uma redução percentual em 9,44% e 44,32%, respectivamente, em relação ao pior resultado da simulação quando o consumidor utiliza somente a energia da concessionária. O método proposto contempla base de dados reais de demanda de energia e geração, sugerindo que outras unidades de geração semelhantes possam se beneficiar da mesma análise e auxiliar na tomada de decisão; adicionalmente, podem utilizar a análise como forma de direcionar o incentivo à expansão dessa modalidade com base na escolha de tarifas diferenciadas.Carvalho, Paulo Cesar Marques deCosta, André Ribeiro da2022-08-10T19:58:46Z2022-08-10T19:58:46Z2022-06-29info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisapplication/pdfCOSTA, André Ribeiro da. Mecanismos de incentivos tarifários para microgeração fotovoltaica por meio do gerenciamento de carga pelo lado da demanda. 2022. 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