[pt] DESENHO AVESSO AO RISCO ÓTIMO PARA PROJETOS DE HIDROGÊNIO VERDE NO BRASIL: UMA ABORDAGEM DE OTIMIZAÇÃO ESTOCÁSTICA

[en] OPTIMAL RISK-AVERSE DESIGN OF GREEN HYDROGEN PROJECTS IN BRAZIL: A STOCHASTIC OPTIMIZATION APPROACH

[pt] LUANA DE SOUZA GASPAR

[pt] USINA HIBRIDA

[pt] OTIMIZACAO DO FORNECIMENTO DE ENERGIA

[pt] ARMAZENAMENTO DE HIDROGENIO

[pt] HIDROGENIO VERDE

[en] HYBRID POWER PLANT

[en] POWER SUPPLY OPTIMIZATION

[en] HYDROGEN STORAGE

[en] GREEN HYDROGEN

[pt] Apesar do papel relevante do hidrogênio verde no caminho para a neutralidade climática, seu mercado ainda é incipiente, especialmente devido ao seu alto custo de produção em comparação ao hidrogênio cinza. Para reduzir custos no curto prazo, é necessária uma seleção ótima de portfólio, considerando a rede como um backup, para atingir um fornecimento de eletricidade mais barato e estável. Outros aspectos podem ajudar a reduzir custos, como flexibilidade de demanda, redução de riscos percebidos e implementação de armazenamento de hidrogênio. Para testar e analisar o impacto desses aspectos nos custos de produção de hidrogênio e no design do projeto, um modelo de otimização foi desenvolvido e implementado na linguagem de programação Julia. Usando o modelo, foi possível concluir que o uso da rede como backup tem o impacto mais relevante no custo nivelado de hidrogênio (LCOH), reduzindo-o de 6,4 USD/kg no caso de referência para 4 USD/kg. No entanto, a possibilidade de usar a rede e ainda cumprir a regulamentação europeia para RFNBO estará em risco se a participação de energia gerada com combustíveis fósseis aumentar no sistema elétrico brasileiro. Sem a possibilidade de usar a rede, os projetos brasileiros de hidrogênio precisarão adotar outros métodos de flexibilidade e aversão ao risco para reduzir o LCOH e ainda manter uma possível posição no mercado internacional de hidrogênio.

[en] Despite the relevant role of green hydrogen in the pathway to net zero, its market is still developing, mainly due to its high production cost compared with gray hydrogen. An optimal portfolio selection, considering the grid as a backup, is needed to achieve a cheaper and more stable electricity supply and, thus, reduce costs in the short term. Other aspects can help reduce costs, such as demand flexibility, reduction of perceived risks, and the implementation of hydrogen storage. An optimization model was developed and implemented in Julia programming language to test and analyze the impact of these aspects on hydrogen production costs and project design. Using the model, it was possible to conclude that the usage of the grid as a backup has the most relevant impact on the levelised cost of hydrogen (LCOH), reducing it from 6.4 USD/kg in the reference case to 4 USD/kg. However, the possibility of using the grid while still complying with the European regulation for RFNBO will be at risk if the share of electricity produced using fossil fuel increases in the Brazilian power matrix. Without the possibility of using the grid, Brazilian hydrogen projects will need to adopt other flexibility and risk aversion methods to reduce the LCOH and still maintain a possible position in the international hydrogen market.

ALEXANDRE STREET DE AGUIAR

ALEXANDRE STREET DE AGUIAR

EDVALDO ALVES DE SANTANA

RAFAEL KELMAN

EDMAR LUIZ FAGUNDES DE ALMEIDA

2025-03-13

2024-09-30

[pt] TEXTO

application/pdf

INGLÊS

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=69614@1

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=69614@2

https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.69614