Avaliação de viabilidade técnica e econômica de sistemas de armazenamento de energia de pequeno porte associados a geradores solares fotovoltaicos residenciais

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Gomes, Amanda Mendes Ferreira
Data de Publicação: 2022
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFSC
Texto Completo: https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/244047
Resumo: Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil, Florianópolis, 2022.
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spelling Avaliação de viabilidade técnica e econômica de sistemas de armazenamento de energia de pequeno porte associados a geradores solares fotovoltaicos residenciaisEngenharia civilGeração de energia fotovoltaicaSistemas de energia elétricaEnergia elétricaDissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil, Florianópolis, 2022.Este trabalho visa propor uma metodologia para avaliar os impactos energéticos e econômicos da inserção de um sistema de armazenamento de pequeno porte de baterias de íons de lítio em uma unidade prossumidora do grupo B. Além de avaliar o estudo de caso de uma unidade prossumidora, localizada na Grande Florianópolis-SC, que já possui sistema fotovoltaico de 6,82 kWp instalado, com consumo predominantemente diurno. Foram analisados dados de 42 faturas de energia entre os meses janeiro/2019 e maio/2022, e os dados medidos do sistema de armazenamento entre os meses de maio/2021 e maio/2022 para contrapor as diferentes perspectivas propostas utilizando as seguintes variáveis: Tarifa Convencional, Tarifa Branca, sistema fotovoltaico e sistema de armazenamento. Além dos cálculos dos indicadores econômicos: valor presente (VP), valor presente líquido (VPL), taxa interna de retorno (TIR), taxa mínima de atratividade (TMA), custo nivelado de armazenamento (LCOS) e custo nivelado de energia (LCOE). Anteriormente à instalação do sistema de armazenamento, a unidade prossumidora possuía uma autossuficiência de 46% e um autoconsumo de 67%. Após a instalação do sistema, os valores para autossuficiência subiram 2%, porém os valores de autoconsumo aumentaram em 15%. Os valores de autossuficiência sobre a carga permaneceram iguais, pois a unidade prossumidora teve um consumo médio mensal de 1294 kWh. Antes da instalação do sistema de armazenamento, a unidade prossumidora tinha um consumo médio mensal de 1104 kWh. Para o período analisado, observa-se que com ambos os sistemas instalados, a unidade prossumidora obteve uma redução de 49% com suas despesas mensais com energia elétrica ao se alterar a modalidade tarifária, da Tarifa Convencional para a Tarifa Branca. Considerando somente a inserção do sistema de armazenamento, já na modalidade tarifária branca, é possível atingir uma redução de 7% em suas despesas mensais com energia elétrica. Este valor ainda é baixo, devido à pequena diferença entre os valores dos postos tarifários e da capacidade de armazenamento, quando comparado com o consumo da unidade prossumidora. Os valores atraentes para o VPL encontram-se abaixo do custo do sistema de armazenamento de 2.000 R$/kWh e da TMA abaixo de 2%. Atualmente, os sistemas de armazenamento ainda possuem um LCOS alto devido ao seu custo. Os pontos ótimos (menores que a Tarifa Branca do posto tarifário de ponta) entre o custo do sistema de armazenamento e a TMA são de até 5.000,00 R$/kWh e até 5%, respectivamente. Este resultado mostra haver espaço para implementação de Tarifa Branca para consumidores do grupo B. Adicionalmente, quanto maior a diferença entre os postos tarifários, mais viável é armazenar a energia em um período de posto tarifário fora de ponta (período diurno) para consumir no período de posto tarifário de ponta (período noturno). Com o uso dos sistemas de armazenamento atrelado à produção fotovoltaica, o custo para produzir a energia é barato quando comparado com o posto tarifário fora de ponta, o que potencializa esse ganho financeiro e viabiliza o uso de sistemas de armazenamento. Nos últimos anos, os bancos de baterias passaram por uma redução significativa de custos, mas ainda permanecem elevados para este tipo de aplicação.Abstract: This work aims to propose a methodology to evaluate the energetic and economical impacts of the insertion of a small-sized lithium-ion battery storage system in a group B prosumer unit, and, in addition evaluate the case study of a prosumer unit located in Florianópolis-SC, which has a 6.82 kWp photovoltaic system installed, with predominantly daytime consumption. Between the months of January/2019 and May/2022, data from 42 utility energy bills were analyzed alongside data from the battery storage system measured between the months of May/2021 and May/2022, to compare different energetic and economical scenarios. The following variables will be analyzed: conventional tariff, white tariff and photovoltaic and storage system energy flow. For each scenario the following economic indicators were calculated: present value, net present value, internal rate of return, payback time, levelized cost of storage and levelized cost of energy. Before the installation of the energy storage system, the prosumer unit had a self-sufficiency of 46% and a self-consumption of 67%. After the installation of the system, the values for self-sufficiency increased by 2%, but the values for self-consumption increased 15%. The values for self-sufficiency remained practically the same as the prosumer unit started to have an average consumption of 1,294 kWh in comparison to the 1,104 kWh observed before the installation of the storage system. For the analyzed period, it can be observed that with both systems, the prosumer unit presents a 49% reduction in its monthly electricity expenses when changing the hourly rate tariff from the conventional tariff to the white tariff. Considering only the insertion of the storage system, already within the white tariff, results show that it is possible to achieve a 7% reduction in monthly expenses. This value is still low, due to the small difference observed between the tariff hourly rates and the storage capacity, when compared to the consumption of the prosumer unit. The NPV values for the system that presented economical attractiveness are below a \"BESS Cost 2,000 R$/kWh\" and under an IRR of 2%. Currently, BESS still present high LCOS due to its high cost. The optimal point (lower than the peak hourly rate) between BESS cost and IRR are when BESS costs up to 5,000 R$/kWh considering an IRR up to 5%. This result shows that there is room for implementation of these systems within the white tariff for group B consumers, provided their consumption profile is previously analyzed. Furthermore, the greater the difference between the tariff hourly rates, the more viable it is to store energy in the off-peak period (daytime period) to consume in the peak period (nighttime period). With the use of storage systems linked to photovoltaic production, the cost to produce the energy can be cheaper than the off-peak tariff station, which can enhance this financial gain and make the use of storage systems viable. In recent years, batteries have undergone a significant cost reduction, but they remain expensive for this type of application. For residential systems to be viable, this reduction needs to be more accentuated.Rüther, RicardoUniversidade Federal de Santa CatarinaGomes, Amanda Mendes Ferreira2023-01-26T23:08:48Z2023-01-26T23:08:48Z2022info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesis105 p.| il., gráfs.application/pdf380107https://repositorio.ufsc.br/handle/123456789/244047porreponame:Repositório Institucional da UFSCinstname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)instacron:UFSCinfo:eu-repo/semantics/openAccess2023-01-26T23:08:48Zoai:repositorio.ufsc.br:123456789/244047Repositório InstitucionalPUBhttp://150.162.242.35/oai/requestopendoar:23732023-01-26T23:08:48Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)false
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