Investigating the potential for battery energy storage system in distributed photovoltaic generation on public buildings in Brazil

Abstract

Nesta tese, é desenvolvido um método para avaliar a atratividade financeira proporcionada pela inserção de um Sistema de Armazenamento de Energia em Bateria (BESS) em sistemas de geração fotovoltaica (PV) distribuída em edifícios públicos no Brasil. O método é aplicável a Unidades Prosumidoras (PU) conectadas à rede de média tensão operando sob tarifas de eletricidade baseadas em horários e foi baseado em técnicas para medir a demanda de energia elétrica e o excedente de energia PV injetado pela PU na rede. Dados empíricos, incluindo temperatura ambiente e irradiação solar, foram utilizados para avaliar o recurso de radiação solar e a correspondente produção de energia PV. O principal objetivo do BESS foi maximizar o uso do excedente de energia PV e alcançar a maior redução nas despesas de energia elétrica por meio de mecanismos eficazes de arbitragem de energia. Nas simulações do BESS, foram utilizados os fluxos de energia da PU. As etapas procedimentais da metodologia começaram com uma análise abrangendo a avaliação do recurso solar, perfis de consumo da PU e dimensionamento e operação do BESS. Subsequentemente, as etapas incluíram a otimização da demanda contratada, análise da compensação de energia (net-metering) da PU e avaliação dos impactos do BESS nas despesas de energia elétrica. Por fim, foi realizada uma análise regulatória e econômica, incorporando considerações sobre a tributação do BESS, regulamentações atrás do medidor (behind-the-meter) e uma avaliação de sensibilidade estendendo-se até 2030. A metodologia sugerida foi aplicada a um estudo de caso de uma PU de edifício público no Brasil, o Laboratório de Pesquisa em Energia Solar Fotovoltaica/UFSC na Universidade Federal de Santa Catarina em Florianópolis. Os resultados indicaram que, durante as horas de ponta, a adoção do BESS proporcionaria uma redução de 100% nas demandas de potência medidas e na energia consumida, com uma injeção anual significativa de potência na rede de distribuição. Durante as horas fora de ponta, o autoconsumo anual da PU aumentaria em quase 30%. Este resultado destaca os benefícios associados às estruturas de tarifas baseadas no tempo de uso para PU públicas com BESS. Aproximadamente 85% da energia total necessária para carregar o BESS seria originada do excedente de energia PV. Os 15% restantes seriam suplementados pela rede de distribuição. Os resultados sugerem que a viabilidade financeira da incorporação do BESS torna-se favorável quando o custo da bateria é inferior a 365 US$/kWh. Em aproximadamente 50% do território brasileiro, as condições econômicas prevalecentes (principalmente devido às tarifas de utilidades locais de distribuição e impostos estaduais locais) apoiam a adoção do BESS. A viabilidade econômica generalizada em todo o país é antecipada para o ano de 2027. Observou-se que políticas governamentais para isentar a tributação do BESS, mesmo que temporárias, seriam extremamente interessantes para promover a adoção generalizada desta tecnologia. A perspectiva para 2030 da transição para essas tecnologias de energia renovável benignas já está em curso e dominará o mix energético.

Abstract: In this work a method is developed, to assess the financial attractiveness provided by adding a Battery Energy Storage System (BESS) in distributed photovoltaic (PV) generation on public buildings in Brazil. The method is applicable to Prosumer Units (PU) connected to the medium voltage grid operating under timebased electricity tariffs and was based on techniques for measuring the electric energy demand and the surplus PV energy injected by the PU into the grid. Empirical data, including ambient temperature and solar irradiation, were employed to assess the solar radiation resource and the corresponding PV output. The BESS primary objective was aimed at the maximum use of the surplus PV energy and to achieve optimal reductions in electric energy expenses through effective energy arbitrage mechanisms. In BESS simulations, PU power flows were utilized. The procedural steps of the methodology began with an analysis encompassing assessment of solar resource, PU consumption profiles, and BESS sizing and operation. Subsequently, steps entailed contracted power optimization, PU net-metering analysis, and evaluation of BESS impacts on electric energy expenses. Lastly, a regulatory and economic analysis was carried out, incorporating considerations on BESS taxation, behind-the-meter regulations, and a sensitivity assessment extending to the 2030 outlook. The suggested methodology was applied to a case study of a public building PU in Brazil, the Solar Energy Research Laboratory Fotovoltaica/UFSC at Universidade Federal de Santa Catarina in Florianopolis. The findings indicated that during peak hours the adoption of the BESS would provide a 100% reduction in measured power demands and consumed energy, with a significant annual injection of power in the utility grid. During off-peak hours, the annual self-consumption of the PU would increase by nearly 30%. This outcome underscores the benefits associated with time-of-use billing structures for public PU+BESS. Approximately 85% of the total energy required to charge the BESS would be originated from the surplus of PV energy. The remaining 15% would be supplemented by the utility grid. The results suggest that the financial viability of incorporating BESS becomes favorable when the battery cost is below 365 US/kWh. In approximately 50% of the Brazilian territory, prevailing economic conditions (mostly due to local distribution utility tariffs and local state taxes) support the adoption of BESS. Widespread, nationwide economic feasibility of integration is anticipated for the year 2027. It was observed that government policies to exempt BESS taxation, even if temporary, would be extremely interesting to promote the widespread adoption of this technology. The 2030 outlook of the transition to these benign renewable energy technologies is already in place, and will dominate the energy mix.