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Análise da viabilidade econômica da produção de hidrogênio a partir de fonte solar fotovoltaica ou da energia proveniente da rede
(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-03-27) Kattah, Leonardo Martins; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; Aranha Neto, Edison Antonio Cardoso; https://orcid.org/0000-0001-9236-2241; http://lattes.cnpq.br/5349980798840778; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/7597535855245318; Alves, Ricardo Luiz; https://orcid.org/0000-0003-4225-727X; http://lattes.cnpq.br/0642242262267436; Bresolin, Adriano de Andrade; https://orcid.org/0000-0003-0703-1179; http://lattes.cnpq.br/8862209760730631; Martins, Marcos Aurelio Izumida; https://orcid.org/0000-0002-8622-2792; http://lattes.cnpq.br/2953432098581173
Em meio às mudanças climáticas e à necessidade de diversificar a matriz energética, o hidrogênio surge como uma solução para reduzir as emissões de gases de efeito estufa e promover a integração entre vários setores que constituem a economia global. Atualmente, a maior parte do hidrogênio é derivada de processos de reforma a vapor de combustíveis fósseis, mas também pode ser produzida por meio da eletrólise da água usando fontes de energia renováveis, como a solar fotovoltaica, a eólica ou a hidrelétrica. Por meio de uma revisão bibliográfica, o estudo apresenta informações sobre método de produção, armazenamento, transporte, consumo, certificação e custo nivelado da produção de hidrogênio de baixa emissão em todo o mundo, ilustrando a vantagem da produção em países com fontes renováveis disponíveis. Por exemplo, a infraestrutura de energia renovável do Brasil tem uma vantagem competitiva na produção de gás, reduzindo potencialmente os custos em comparação com outros locais em todo o mundo devido aos altos fatores de capacidade eólica e solar em seu território. Essa vantagem se estende ao uso doméstico, incluindo a produção de fertilizantes, operações de refinaria e exportação. Este estudo teve como objetivo principal a obtenção do custo nivelado de produção de hidrogênio e outras métricas financeiras importantes para avalição de um projeto de energia renovável, considerando a produção do hidrogênio através de fonte solar fotovoltaica e energia comprada da rede de energia elétrica. A comparação do custo nivelado obtido a partir de simulações na ferramenta computacional H2ALite, desenvolvida pelo Laboratório Nacional de Energia Renovável dos Estados Unidos (NREL), considerando diferentes cenários e incertezas econômicas, revela que o custo inicial da implementação desses projetos ainda é alto, mas pode se tornar economicamente viável principalmente se houverem importantes incentivos econômicos governamentais para estimular a nova indústria do hidrogênio. O custo da produção de hidrogênio através da compra de energia da rede é consideravelmente menor que produzido a partir de fonte solar fotovoltaica, porém é dependente da definição de certificações que garantam que esse hidrogênio é considerado de baixa emissão. Os custos obtidos através do cenário otimista de incentivos financeiros tornam o hidrogênio renovável compatível com hidrogênio produzido a partir de combustíveis fósseis com captura e armazenamento do carbono, porém ainda é necessário a diminuição de preços dos componentes para os projetos se tornarem financeiramente atrativos.
Levantamento da regulamentação do serviço de suprimento de última instância nos mercados liberalizados
(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-03-27) Rocha, Danyelle Bemfica da; Takigawa, Fabricio Yutaka Kuwabata; https://orcid.org/0000-0002-1541-0518; http://lattes.cnpq.br/6580460392601187; http://lattes.cnpq.br/9092154372192604; Santos, Marcelo Luís Loureiro dos; http://lattes.cnpq.br/8387702833738571; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174
A energia elétrica é essencial para o cotidiano da população, representando entre 5% e 10% da renda familiar, podendo ser ainda maior dependendo do tipo de consumidor. A liberalização do mercado de energia elétrica tem proporcionado redução nos custos e melhoria na qualidade do fornecimento, impulsionada pela concorrência entre fornecedores. No entanto, essa abertura também traz desafios, especialmente no que diz respeito à segurança no suprimento de energia. Um dos principais riscos enfrentados pelos consumidores livres é a possibilidade de falência do fornecedor, o que pode comprometer o fornecimento de energia. Para mitigar esse risco, mercados liberalizados regularam o serviço de Suprimento de Última Instância (SUI), que designa agentes responsáveis para garantir o suprimento de energia elétrica aos consumidores livres. No levantamento efetuado em 74 mercados de energia elétrica, pode-se observar que o serviço de SUI foi regulamentado em cerca de 82% dos mercados totalmente liberalizados e em 21% dos mercados parcialmente liberalizados. Nos mercados sem essa regulamentação, presume-se a existência de outros mecanismos para assegurar o suprimento contínuo de energia aos consumidores livres. Como exemplo, cita-se o Brasil, em que não há uma regulamentação específica para o serviço de SUI, mas há alternativas para essa questão, que podem ser ineficazes e/ou onerosas em momentos de crise, gerando incertezas e potenciais disputas jurídicas entre os agentes do setor. Neste sentido, o presente trabalho destaca a necessidade de uma regulamentação específica para o serviço de SUI, que estabeleça regras claras sobre responsabilidades, remuneração e riscos envolvidos. A regulamentação possibilita promover um ambiente de mercado mais seguro e confiável, tanto para consumidores quanto para fornecedores, além de reduzir possíveis conflitos e judicializações.
Comunidades energéticas, análise de modelos de rateio do benefício: estudo de caso no contexto do mercado de energia brasileiro
(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-03-28) Siqueira, Renan Batista; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/9429740570990922; Vieira, Fabíola Sena; http://lattes.cnpq.br/5621200510125992; Scuzziato, Murilo Reolon; https://orcid.org/0000-0002-4047-3780; http://lattes.cnpq.br/0940716462707317; Santiago, Veronica Etchebehere; http://lattes.cnpq.br/9570638671283513
Impulsionadas pela transição energética e pelos desafios das metas de descarbonização, além do avanço e maior acessibilidade das tecnologias de geração renovável, diversas regiões ao redor do mundo já estão estudando e implementando projetos de Comunidade de Energia Renovável (CER). Este conceito pode oferecer diversos benefícios tanto para a comunidade local quanto para a rede elétrica. Esta dissertação tem como objetivo analisar o conceito de Comunidade Energética Renovável (CER) e avaliar, por meio de um estudo de caso, sua modelagem e integração no contexto do mercado de energia brasileiro. Diferentes modalidades de rateio de benefícios entre os membros foram simuladas em cada ambiente de comercialização brasileiro, levando em conta os preços de energia em cada cenário, com o intuito de verificar o comportamento de cada modelo para os diferentes atores e determinar qual configuração garante o menor custo para a CER. Para isso, foi proposto um estudo de caso analisando um condomínio vertical com 31 apartamentos. Apesar de o Brasil ainda não ter seu mercado de energia totalmente aberto e estar caminhando para isso, é possível a modelagem e operação de uma CER, e a abertura total pode proporcionar para os membros um custo com energia ainda menor. As CER devem ser vistas como uma alternativa sustentável e inclusiva, capaz de apoiar a transição energética no Brasil.
Sistemas distribuídos com geração fotovoltaica e armazenamento por baterias atrás do medidor no sistema elétrico brasileiro: desenvolvimento de uma metodologia para dimensionamento com o despacho ótimo considerando o empilhamento de receitas
(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-09-24) Motta, Tiago da Silva; Fernandes, Rubipiara Cavalcante; Tenfen, Daniel; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; http://lattes.cnpq.br/6591161696306728; https://orcid.org/0000-0001-7991-8321; http://lattes.cnpq.br/7126706115765174; http://lattes.cnpq.br/2540612024488909; Finardi, Erlon Cristian; http://lattes.cnpq.br/6175367682754832; Neves, Luciane Silva; https://orcid.org/0000-0002-2195-6015; http://lattes.cnpq.br/6991878627141193; Ramos, Sérgio Filipe Carvalho; https://orcid.org/0000-0002-1120-5656; http://lattes.cnpq.br/2799142490398456
A crescente inserção de fontes renováveis intermitentes (FERI) nos sistemas elétricos apresenta desafios significativos para a sua estabilidade e confiabilidade. Os sistemas de armazenamento de energia em bateria (BESS) emergem como uma solução promissora para mitigar esses desafios e aprimorar a integração das FERI. Contudo, a implantação de BESS em larga escala depende de sua viabilidade econômica para o consumidor-prossumidor, o que ainda constitui um desafio técnico-financeiro frente aos elevados custos de investimento. Este trabalho propõe uma metodologia de otimização para o dimensionamento e a operação de sistemas distribuídos com geração fotovoltaica (GFV) e BESS, com o objetivo de maximizar do retorno financeiro. A metodologia é dividida em duas etapas interligadas, aqui definidas como estágios: no primeiro estágio se emprega um Algoritmo Genético (AG), tendo-se o as capacidades do GFV e do BESS e a demanda contratada como variáveis de otimização, sendo adaptável à topologia e ao enquadramento regulatório do prossumidor, utilizando como função-objetivo a maximização do Valor Presente Líquido Anualizado (VPL Anualizado); o segundo estágio utiliza Programação Linear Inteira Mista (PLIM) para o despacho horário ótimo de energia, que, com base em uma estratégia de Empilhamento de Receitas (Revenue Stacking) maximizando a receita, coordena múltiplos serviços behind-the-meter (BTM). O modelo desenvolvido é aplicável a diferentes cenários de prossumidores nos Ambientes de Contratação Livre (ACL) e Regulado (ACR) brasileiro, e inclui a modelagem detalhada da complexa estrutura tarifária e regulatória deste último. Foram realizados estudos de caso no cenário ACR, com perfis de consumo comercial e industrial sob as estruturas tarifárias das concessionárias CELESC e CEMIG, com análise de sensibilidade aos custos do BESS. Os resultados no ACR demonstram que a atratividade do investimento é fortemente correlacionada à volatilidade das tarifas de energia, apresentando retornos financeiros significativos em cenários com elevada diferença tarifária, como na CEMIG, mesmo com os custos atuais de investimento. No ACL, os resultados contrariam um consenso setorial estabelecido, ao demonstrar que a sinergia entre a otimização holística do dimensionamento dos sistemas e a estratégia operacional multisserviços potencializa o retorno financeiro da prática de zero-grid para Autoprodutores, conferindo viabilidade econômica a modelos de negócios até então considerados impraticáveis pelo setor. O trabalho contribui com um modelo computacional robusto para a análise de viabilidade nos diferentes arranjos do mercado de eletricidade, oferecendo subsídios para o desenvolvimento de modelos de negócio diversos para o emergente mercado de armazenamento de energia no Brasil, assim como discute e contribui para os desafios a serem enfrentados nos próximos anos no SEB.
Contribuição à modelagem elétrica de uma célula combustível microbiana
(Instituto Federal de Santa Catarina, 2025-12-12) Nogueira, Renan Mello; Avila, Sérgio Luciano; https://orcid.org/0000-0002-0018-196X; http://lattes.cnpq.br/7864845374871073; http://lattes.cnpq.br/2910873109858078; Sica, Everthon Taghori; https://orcid.org/0000-0003-1525-8218; http://lattes.cnpq.br/3384034259269673; Langbehn, Rayane Kunert; https://orcid.org/0000-0002-6151-2179; http://lattes.cnpq.br/5403224300452750; Alves, Ricardo Luiz; http://lattes.cnpq.br/1709269875222554
Este trabalho apresenta a análise experimental e a modelagem elétrica dinâmica de Células a Combustível Microbianas (Microbial Fuel Cells - MFCs) ao longo de aproximadamente 150 dias de operação contínua, utilizando duas configurações distintas de ânodo: carvão ativado e grafite. Técnicas de análise de séries temporais, incluindo decomposição de tendência sazonal, detecção de pontos de mudança e correlações cruzadas, foram aplicadas com o objetivo de identificar padrões de variação, estabilidade operacional e regimes de degradação e recuperação ao longo do ciclo experimental. Adicionalmente, curvas de polarização foram realizadas para avaliar o desempenho elétrico e a resistência interna das células. Os resultados quantitativos demonstraram a superioridade da configuração com ânodo de carvão ativado, que atingiu uma densidade de potência máxima de 49,0 mW/m² e resistência interna de 301 Ω, em contraste com os 33,4 mW/m² e 364 Ω obtidos na configuração com grafite. Em termos de tratamento de efluentes, ambas as células mantiveram eficiência de remoção de DQO superior a 82%. Com base nesses dados, foi proposto um modelo elétrico equivalente dinâmico, composto por elementos resistivos e capacitivos, que apresentou boa aderência aos dados experimentais, sugerindo potencial para aplicações em simulação, monitoramento e implementação futura de estratégias de gerenciamento energético.