Análise da viabilidade de geração conjunta eólica/solar em Microgrid conectado à rede

• Ano de defesa: 2015
• Autor(a) principal: Luciana Sant Ana Marques
• Orientador(a): Leonardo Pereira Santiago
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal de Minas Gerais
• Palavras-chave em Português: Economia da energia; Regressão quantílica; Regressão; linear; Microgrid; Dimensionamento de sistemas de geração híbridos; Geração conjunta eólica/solar
• Link de acesso: http://hdl.handle.net/1843/BUBD-A47PEY

O esgotamento dos recursos fósseis, os problemas ambientais, a dificuldade/custo de acompanhar a demanda e a busca por sistemas mais confiáveis colocam em cheque o modelo de sistema elétrico dominante. Neste contexto, as gerações eólica e solar surgem como soluções limpas e inesgotáveis. Além do grande potencial de geração, elas podem ser descentralizadas, enquadrando-se no conceito de Geração Distribuída. Apesar destes benefícios, a energia gerada a partir do vento e do sol é intermitente, pouco previsível, não despachável e, em alguns casos, os momentos de maior geração de energia não coincidem com os picos de carga. Sendo assim, para integração otimizada destas fontes nos sistemas é necessário considerar seus aspectos e incertezas, além das características do mercado. Ressalta-se que a literatura atual foca ou na previsão das variáveis que impactam o potencial eólico e solar prioritariamente para fins operacionais ou no dimensionamento do sistema isolado de geração conjunta. Faltam estudos que acrescentem ao processo de tomada de decisões de investimento em sistemas alternativos on-grid mais informações sobre o potencial de geração destas fontes e sobre as políticas do mercado. Sendo assim, este trabalho visa avaliar alternativas para viabilizar a geração conjunta de energia elétrica em microgrid, a partir das fontes solar e eólica, no cenário brasileiro. Para tal, é proposta uma metodologia em três fases: na primeira, os dados de velocidade do vento e radiação solar são coletados, validados e previstos usando modelos de regressão linear e quantílica. Com base nas curvas previstas e nos parâmetros técnico financeiros de geração, três modelos de otimização para design do sistema híbrido são propostos e ilustrados via um estudo de caso, na cidade de Petrolina. Os três modelos representam os seguintes cenários (i) ausência de políticas de incentivo, (ii) advento do net-metering e (iii) simulação da tarifa branca com net-metering. Na última fase, o sistema é analisado com indicadores de confiabilidade, custo e eficiência. Além disso, avalia-se o impacto na viabilidade do sistema de subsídios de capital, de reajustes na tarifa e da incerteza de geração. Os resultados são confrontados com métodos comumente utilizados e indicam que a regressão quantílica gera menores erros preditivos no tratamento dos dados. Além disso, a política net-metering se mostrou interessante no dimensionamento equilibrado do sistema, mas não é capaz de viabilizar a geração fotovoltaica por não agir nos fatores que definem a paridade com o Grid (custo de geração versus tarifa). Para isso, subsídios de capital são necessários. A política de tarifa branca tem um impacto negativo na viabilidade do sistema, diminuindo a competitividade das tecnologias, que devem aumentar a geração fora do pico para compensar nos horários de pico. Finalmente, as perspectivas de aumento da tarifa para 2015 posicionam as gerações alternativas como opção ao modelo vigente, cada vez mais caro.