[pt] Nos últimos anos tem havido uma grande modificação da matriz elétrica brasileira, como se pode comprovar ao avaliar os recentes Planos de Expansão de Energia – PDE elaborados pela EPE. Houve um grande investimento em usinas eólicas e fotovoltaicas e uma redução no número de hidroelétricas construídas e planejadas. Além disso, as recentes crises hidrológicas podem sinalizar que a alteração climática, associada a intensificação dos ciclos naturais de bloqueios atmosféricos (ENOS), pode reduzir a geração hidráulica. Com maiores investimentos em usinas eólicas e solares (fontes não controláveis) em larga escala, será necessário dispor de formas para garantir o atendimento à demanda. Essa garantia poderá se dar por meio de mais geração termoelétrica a combustível fóssil, que pode ser reduzida com a implantação de Sistemas de Armazenamento de Energia (SAEs). Assim, a variabilidade de produção de energia das fontes intermitentes precisa ser coberta com recursos que aumentem a flexibilidade operativa. E dessa forma, o interesse maior da pesquisa visou utilizar métodos de análise multicritério de apoio à decisão com base na avaliação do desempenho dos SAEs considerando diversos atributos técnicos, econômicos e socioambientais para selecionar aqueles mais adequados para o suporte de grade na transmissão e distribuição e de gerenciamento de energia elétrica (num sistema hidrotérmico que vai ser cada vez mais complexo de operar com a entrada de grandes plantas de geração renovável intermitente). Foi selecionado o modelo AHP Fuzzy TOPSIS para essa avaliação por facilitar avaliações subjetivas, como aquelas associadas aos aspectos socioambientais e por sua maior transparência numa discussão multidisciplinar e com diversos interlocutores. O resultado mostrou a eficácia da metodologia adotada para a ordenação e seleção das melhores soluções para armazenamento de energia elétrica. / [en] In recent years there has been a major change in the Brazilian electrical matrix, as can be seen when evaluating the last Energy Expansion Plan (PDE 2002) prepared by EPE. There was a large investment in wind and photovoltaic plants, and a reduction in construction and even in the planning of new hydroelectric plants. Associated with this change, it is important to highlight the observation of climate change effects in its hydrographic basins in the last ten years. A long period of drought was noticed, which started in 2012 and lasted until 2019, being an even more serious event than the worst drought ever recorded in Brazilian basins. This fact resulted in the hiring of emergency thermal plants to meet demand in 2022. This hydrological crisis is already a sign that climate change, associated with the intensification of natural cycles of atmospheric blockages (ENSO), can reduce hydraulic generation. And with greater investments in large-scale in the wind and solar plants, it will be necessary to have more thermoelectric generation using fossil fuel to support the intermittence of these renewables, an operation that can be reduced with the implementation of Energy Storage Systems (ESSs). Resources with operational flexibility that can mitigate the increasing variability of the production of renewable sources in electrical matrices will contribute to balancing the load and regulating the frequency. Thus, ESS can reduce the effects of the irregularity of renewable production and help transmission networks to meet demand at peak consumption hours (EPE, 2018), maintain electrical system frequency stability, and optimize the economic performance of generation systems, avoiding activation of less competitive resources such as fossil fuel thermoelectric plants (EPE, 2018). Several countries have already started to invest in pumped storage hydropower (PSH) to enable the intermittent renewable generation and reduce emissions (China and Europe, IDB, 2021).

[pt] O planejamento da expansão da transmissão (PET) visa identificar novos reforços para a rede, permitindo uma conexão tecnicamente adequada entre demanda e geração de energia elétrica, ambas previstas para um determinado horizonte de planejamento. Um bom plano de expansão deve garantir o equilíbrio entre os custos de investimento e operação, mantendo um nível satisfatório de segurança no fornecimento de energia elétrica. Entretanto, a identificação de bons planos de expansão para o PET tem se tornado uma tarefa cada vez mais difícil. Isso se deve, principalmente, às características e dimensões dos sistemas atuais, a não linearidade e natureza combinatória do problema de otimização e às incertezas presentes nos dados. Os erros de previsão, a indisponibilidade de equipamentos e a disponibilidade dos recursos naturais são parâmetros que variam de forma aleatória e inserem um alto grau de incerteza nos sistemas elétricos, o qual aumenta proporcionalmente com o horizonte de planejamento. Uma das incertezas mais relevantes a ser gerenciada nas próximas décadas será a capacidade de geração oriunda de fontes renováveis, em particular as eólicas, devido à sua grande variabilidade. A utilização de dispositivos de armazenamento permitirá melhor aproveitamento dessas fontes e, portanto, torna-se necessário o desenvolvimento de ferramentas computacionais capazes de considerar tais dispositivos no problema PET. Esta dissertação apresenta uma nova metodologia de apoio ao problema PET inserindo armazenadores de energia elétrica para aumentar o aproveitamento de fontes renováveis no sistema. Isso, respeitando as restrições de segurança da rede, acompanhando à curva de demanda e levando em consideração as variáveis operativas destes dispositivos. A possibilidade de incluir sistemas de armazenamento de energia elétrica é avaliada através de uma análise custo-benefício. A metodologia proposta é aplicada a um sistema teste, submetido a diversas condições operativas, e os resultados obtidos são amplamente discutidos. / [en] The transmission expansion planning (TEP) aims at identifying new reinforcements for the network, allowing a technically adequate connection between demand and generation of electric energy, both foreseen for a given planning horizon. A good expansion plan must ensure a balance between investment and operating costs, while maintaining a satisfactory level of security of the electric energy supply. However, identifying good expansion plans for TEP has become an increasingly difficult task. This is mainly due to the characteristics and dimensions of the current systems, the nonlinearity and combinatorial nature of the optimization problem, and the uncertainties present in the data. Forecasting errors, equipment unavailability, and the availability of natural resources are parameters that vary in a random way and insert a high degree of uncertainty in the electrical system, which proportionally increases with the planning horizon. One of the most relevant uncertainties to be managed in the upcoming decades will be the generation capacity from renewable sources, particularly wind power, due to its great variability. Storage devices will allow better use of these sources and, therefore, it becomes necessary to develop computational tools capable of considering such devices in the TEP problem. This dissertation presents a new methodology to support the TEP problem by inserting electric energy storage to increase the use of renewable energy in the system, while respecting the security restrictions of the network, following the demand curve and taking into account the operational variables of these devices. The possibility of including electric energy storage systems is evaluated through a costbenefit analysis. The proposed methodology is applied to a test system, subject to various operating conditions, and the obtained results are widely discussed.

[pt] A perspectiva de queda nos preços dos sistemas fotovoltaicos e sistemas de armazenamento de energia elétrica em baterias trouxe a possibilidade de maior viabilidade econômica de projetos envolvendo recursos energéticos distribuídos. No Brasil, a Resolução Normativa 482/2012 regulamentou a micro e mini geração distribuída, estimulando, portanto, a integração desses recursos nas redes de distribuição. Com a promulgação da Lei brasileira 14.300/2022, os projetos de micro e mini geração distribuída foram impactados, uma vez que o sistema de compensação de energia elétrica passou a ser parcial, o que demanda agregar valor aos modelos de negócios baseados em geração distribuída. Este trabalho propõe um modelo de Programação Linear Inteira Mista estocástico com o objetivo de avaliar a viabilidade econômica de usinas virtuais compostas por diferentes configurações de recursos energéticos distribuídos, envolvendo baterias e painéis fotovoltaicos. Para atingir esse propósito, o modelo busca dimensionar o contrato de energia anual ótimo, fornecendo também a operação diária das baterias. Além de levar em consideração os aspectos da Lei 14.300/2022, o modelo incorpora a prática de arbitragem tarifária. Colaborando, assim, com estudos que analisam os impactos regulatórios sobre empreendimentos envolvendo baterias e painéis fotovoltaicos no contexto brasileiro. Com o intuito de abordar o tema de maneira ampla, o modelo proposto foi implementado para recursos energéticos distribuídos organizados como usina virtual, contendo: (i) um sistema fotovoltaico; (ii) um sistema de armazenamento de energia em baterias; (iii) um sistema híbrido (composto por um sistema fotovoltaico e um sistema de armazenamento de energia em baterias); e (iv) o estudo de caso da distribuidora de energia elétrica brasileira Energisa Tocantins. Em todas as aplicações, analisou-se a viabilidade econômica da usina virtual para as tarifas da Energisa Tocantins e outras 34 distribuidoras brasileiras, representando pelo menos uma distribuidora por estado brasileiro. Além disso, foram feitas comparações em relação à data de início de operação da usina virtual, evidenciando o impacto da Lei 14.300/2022 na viabilidade econômica das usinas virtuais analisadas, mostrando, assim, o impacto da referida lei nos projetos de geração distribuída no Brasil. No estudo de caso da distribuidora de energia elétrica brasileira Energisa Tocantins, foi realizada uma análise adicional contemplando aspectos da rede de distribuição da própria Energisa Tocantins, onde os recursos energéticos distribuídos estão alocados. Nessa análise adicional, foram avaliadas as perdas elétricas e seus custos, bem como o perfil de tensão para dois casos de operação das baterias e para o caso base, que seria o caso sem recursos energéticos distribuídos na rede de distribuição Energisa Tocantins. Os resultados evidenciaram que a implementação da Lei 14.300/2022 reduziu a atratividade de projetos envolvendo geração distribuída. No entanto, em sua maioria, considerando os parâmetros adotados deste estudo, esses projetos ainda se mostram viáveis economicamente. Levando em consideração as perdas elétricas e o perfil de tensão, a integração de recursos energéticos distribuídos na rede de distribuição pode trazer benefícios elétricos e redução de custos, dependendo da operação dos recursos energéticos distribuídos, demonstrando sua capacidade de fornecer serviços ancilares ao sistema elétrico. Além disso, os sistemas fotovoltaicos ainda apresentam maior competitividade se comparados com os sistemas híbridos ou os sistemas de armazenamento de energia em baterias, proporcionando retornos financeiros mais atrativos. Por fim, as diferentes amplitudes tarifárias influenciam diretamente na viabilidade de projetos de geração distribuída envolvendo sistemas de armazenamento de energia, já que quanto maior a amplitude tarifária, maior será a arbitragem tarifária que tais sistemas podem proporcionar. / [en] The prospect of declining prices in photovoltaic systems and battery energy storage systems has brought about the possibility of greater economic viability for projects involving distributed energy resources. In Brazil, Regulatory Resolution 482/2012 regulated micro and mini distributed generation, thereby encouraging the integration of these resources into distribution networks. With the enactment of Brazilian Law 14.300/2022, projects involving micro and mini distributed generation were impacted, as the net metering system for electricity became partial, demanding the addition of value to distributed generation-based business models. This work proposes a stochastic Mixed Integer Linear Programming model aimed at evaluating the economic feasibility of virtual power plants composed of different configurations of distributed energy resources, involving batteries and photovoltaic panels. To achieve this purpose, the model seeks to size the optimal annual energy contract, also providing the daily operation of the batteries. In addition to considering the aspects of Law 14.300/2022, the model incorporates tariff arbitrage practice, thus contributing to studies analyzing regulatory impacts on ventures involving batteries and photovoltaic panels in the Brazilian context. In order to comprehensively address the topic, the proposed model was implemented for distributed energy resources organized as virtual power plant, containing: (i) a photovoltaic system; (ii) a battery energy storage system; (iii) a hybrid system (composed of a photovoltaic system and a battery energy storage system); and (iv) the case study of the Brazilian electric utility Energisa Tocantins. In all applications, the economic viability of the virtual power plant was analyzed for the tariffs of Energisa Tocantins and 34 other Brazilian distributors, representing at least one distributor per Brazilian state. Additionally, comparisons were made regarding the start date of operation of the virtual power plant, highlighting the impact of Law 14.300/2022 on the economic viability of the analyzed virtual power plants, thus demonstrating the impact of said law on distributed generation projects in Brazil. In the case study of the Brazilian electric utility Energisa Tocantins, an additional analysis was conducted considering aspects of Energisa Tocantins distribution network, where distributed energy resources are allocated. In this additional analysis, electrical losses and their costs, as well as voltage profiles for two battery operation scenarios and the base case (i.e., the case without distributed energy resources in the Energisa Tocantins distribution network) were evaluated. The results showed that the implementation of Law 14.300/2022 reduced the attractiveness of projects involving distributed generation. However, for the most part, considering the parameters adopted in this study, these projects still demonstrate economic viability. Taking into account electrical losses and voltage profiles, the integration of distributed energy resources into the distribution network can bring electrical benefits and cost reductions, depending on the operation of the distributed energy resources, demonstrating their ability to provide ancillary services to the electrical system. Furthermore, photovoltaic systems still exhibit greater competitiveness when compared to hybrid systems or battery energy storage systems, providing more attractive financial returns. Finally, different tariff amplitudes directly influence the viability of distributed generation projects involving energy storage systems, as the greater the tariff amplitude, the greater the tariff arbitrage that such systems can provide.