O crescimento dos chamados Recursos Energéticos Distribuídos (DERs) está levando as concessionárias a deixarem seu papel de simples distribuidoras para desempenharem o papel de gestoras de prossumidores e consumidores que fogem ao controle do ONS. A mudança não será fácil.

Essa nova atribuição - detalhada pelo presidente da Abradee, Marcos Madureira (foto), em recente entrevista para a Brasil Energia – indica que as concessionárias precisam ter maior visibilidade sobre veículos elétricos interligados à sua rede, assim como sistemas de armazenamento e, principalmente, micro e minigeração distribuída (MMGD).

Principalmente porque a MMGD representa um desafio maior para o sistema elétrico, uma vez que ela aumenta a inserção de energia na rede, mas, diferentemente de grandes usinas solares e eólicas, não está sendo devidamente monitorada.

De janeiro a julho desse ano, a MMGD aumentou 5,3 GW sua capacidade, de acordo com a Aneel, a partir de dados coletados pelas distribuidoras.

Para Madureira, como o ONS não consegue “enxergar” apropriadamente a geração distribuída, esse papel vem sendo direcionado internacionalmente para as distribuidoras. Na nova configuração, elas passam a ser vistas como DSO, sigla para Operadora do Sistema de Distribuição.

Para assumir o novo papel e gerir os DERs, algumas concessionárias começam a adotar o conceito de DERMS, sigla para sistema de gerenciamento de recursos energéticos distribuídos. A Cemig, por exemplo, em conversa informal com a Brasil Energia, confirma que vem desenvolvendo sua plataforma, assim como a Copel e Celesc, outras duas distribuidoras que já sinalizaram avanços para adoção da tecnologia.

Demanda em tempo real

O NREL desenvolveu algumas iniciativas como a criação de uma estrutura para integrar a flexibilidade dos DERs ao planejamento e operação da restauração da rede.

Um exemplo da estrutura de colaboração acontece quando as distribuidoras e os usuários finais (não necessariamente clientes) podem atuar de forma combinada durante períodos de interrupção de energia, usando recursos, como armazenamento associado à energia solar, para aumentar a resiliência da infraestrutura.

Em conversa com a Brasil Energia, Glauco Brito (foto), líder de Vendas e Canais para a América Latina na GE Vernova, explica o estado da arte do DERMs e como o conceito deve apoiar as distribuidoras a avançarem no papel de DSO.

“O DERMS foi projetado para ajudar operadores e engenheiros de redes elétricas a transformar os recursos energéticos distribuídos de uma ameaça em uma oportunidade”, resume o especialista.

Para Brito, o crescimento sem precedentes - e não gerenciado - de DERs, como energia solar fotovoltaica, armazenamento de energia em baterias e veículos elétricos pode criar vários problemas como retroalimentações, altas tensões, intermitência e carga oculta, entre outros. E o DERMS tem a capacidade de “civilizar” a inserção de recursos distribuídos a partir de medidas que incluem ações de operação, previsão e otimização dos DERs.

O processo começa com a consciência situacional em tempo real dos DERs, bem como a supervisão de alertas e esquemas de controles automatizados. As distribuidoras também podem prever, de forma contínua, a carga e geração por meio de modelos matemáticos, baseados em inúmeras variáveis, incluindo previsão do tempo.

A otimização, por sua vez, acontece a partir de mecanismos que podem realizar um agendamento em tempo quase real ou futuro dos DERs ligados à rede, com base em restrições técnicas e econômicas.

Austrália, RU e EUA já usam tecnologia

O cenário de “orquestração” já acontece, segundo o executivo da GE Vernova, em alguns países, entre eles Estados Unidos e a região da Ásia-Pacífico.

Entre os focos atuais, Brito cita o uso da tecnologia para ajudar a controlar geradores fotovoltaicos e o carregamento de veículos elétricos com conexões flexíveis, de forma a evitar excesso de carga ou geração, ou evitar que grandes unidades de baterias conectadas à distribuição criem problemas, oferecem serviços para o mercado atacadista.

No Reino Unido e outros países europeus, os casos de uso são semelhantes, exceto em relação às regulamentações.

“Na Austrália, há tanta geração incorporada que às vezes ela afeta a rede em massa. Nesse contexto, o DERMS pode ajudar a reduzir parte desse excesso de geração quando há risco de a carga do sistema ficar muito baixa, o que pode impedir que as transmissoras gerenciem o balanceamento, a frequência ou a inércia do sistema”, completa.

Brito faz um alerta para as concessionárias brasileiras. “A principal lição que as concessionárias mundiais, líderes em DERs, estão compartilhando é de não esperar para implementar o DERMS. Caso contrário, um dia, quando os desafios se materializarem, não se terá ideia de quais são e onde estão conectados os DERs. E não haverá nenhum contrato em vigor que permita controlá-los”.

A indicação dos especialistas é que o DERMS seja integrado ao ADMS - Sistema Avançado de Gestão de Distribuição, permitindo uma “orquestração” da gestão.

De forma simplificada, a meta central do ADMS é manter o sistema funcionando e restaurar a energia o mais rápido possível após uma interrupção. Já o DERMS otimiza o despacho de DERs para atender às necessidades da rede e do mercado.

O ADMS geralmente se conecta a grandes DERs de escala de rede, normalmente 1MW ou maiores, enquanto o DERMS vai gerenciar dispositivos além do medidor, incluindo, muitos dos quais não são de propriedade da concessionária, caso de baterias associadas à geração solar distribuída.