Dissertação de Mestrado

A inserção de elementos ativos na rede de distribuição desafia o paradigma tradicional de fluxo de potência unidirecional, consolidado ao longo do último século. No Brasil, o crescimento acelerado da geração fotovoltaica, impulsionado pela redução nos custos da tecnologia e por um sistema de compensação de energia atrativo, tem gerado desafios técnicos para a operação das redes de distribuição. Nesse cenário, sistemas de armazenamento de energia elétrica surgem como uma solução capaz de aumentar a autonomia do prossumidor (produtor-consumidor) quando instalados na própria unidade consumidora (behind-the-meter), e de auxiliar as distribuidoras no enfrentamento do desequilíbrio entre geração e consumo ao longo do dia. Este trabalho teve como objetivo principal desenvolver uma metodologia para avaliar a viabilidade econômica de sistemas híbridos que combinam geração fotovoltaica e armazenamento behind-the-meter. A metodologia baseou-se em indicadores financeiros clássicos, como Valor Presente Líquido (VPL), Custo Nivelado da Eletricidade (LCOE), Custo Nivelado do Armazenamento (LCOS), tempo de payback e Taxa Interna de Retorno (TIR). Foram realizadas simulações considerando diferentes cenários de consumo simultâneo, tarifas de compensação de energia e custos de armazenamento. Os resultados evidenciaram a alta atratividade econômica dos sistemas fotovoltaicos nos cenários analisados, enquanto os sistemas híbridos apresentaram viabilidade econômica em configurações de subdimensionamento, com VPL positivo em condições específicas, sendo que o custo inicial das baterias permanece como uma barreira significativa para sua adoção em larga escala. Ainda assim, em que se pese o benefício da tecnologia como solução de backup e o potencial de postergação de investimentos em expansão de rede, os sistemas híbridos de geração fotovoltaica associada a sistemas de armazenamento behind-themeter representam uma solução promissora no contexto da transição energética.

The integration of active elements into the distribution grid challenges the traditional paradigm of unidirectional power flow, established over the last century. In Brazil, the rapid growth of photovoltaic generation, driven by declining technology costs and an attractive energy compensation system, has introduced technical challenges to the operation of power distribution networks. In this context, electrical energy storage systems emerge as a solution capable of increasing the autonomy of prosumers (producer-consumers) when installed at the consumer's premises (behind-the-meter) and supporting distribution utilities in addressing the imbalance between generation and consumption throughout the day. This study aimed to develop a methodology to assess the economic feasibility of hybrid systems combining photovoltaic generation and behind-the-meter storage. The methodology was based on classic financial indicators, such as Net Present Value (NPV), Levelized Cost of Electricity (LCOE), Levelized Cost of Storage (LCOS), payback period, and Internal Rate of Return (IRR). Simulations were conducted considering different scenarios of simultaneous consumption, energy compensation tariffs, and storage costs. The results highlighted the strong economic attractiveness of photovoltaic systems under the analyzed scenarios, while hybrid systems demonstrated economic viability in under dimensioned configurations, with positive NPV in specific conditions. However, the initial cost of batteries remains a significant barrier to large-scale adoption. Nonetheless, considering the benefits of the technology as a backup solution and its potential for postponing network expansion investments, hybrid systems combining photovoltaic generation and behind-the-meter energy storage represent a promising solution in the context of energy transition.