A Eversource vai além dos programas amplos de resposta à demanda
A Eversource lançou dois programas-piloto direcionados em Massachusetts que refletem uma mudança mais ampla na forma como as concessionárias estão se preparando para uma rede moldada pela eletrificação, pela congestão localizada e pelo crescimento da energia solar distribuída. Em vez de depender apenas da resposta à demanda em todo o sistema, a empresa está testando programas com foco geográfico, projetados para resolver problemas em subestações específicas e em horários específicos do dia.
Os pilotos, anunciados em 25 de junho e já em operação, são extensões da abordagem ConnectedSolutions da Eversource. Um programa na área de Greater Boston tem como objetivo reduzir o estresse durante ondas de calor no verão em locais onde a concessionária espera cargas acima da média. O outro, no sudeste de Massachusetts, foi criado para incentivar o carregamento durante os períodos do meio-dia em que há produção solar excedente disponível.
Essa distinção importa. Não se trata de campanhas genéricas de eficiência. São experimentos operacionais para combinar dispositivos flexíveis dos clientes com condições muito locais da rede.
Dois pilotos, dois problemas diferentes da rede
O piloto de Greater Boston usa a marca ConnectedSolutions+ e é voltado para a pressão de capacidade. A Eversource afirma que vai recrutar baterias estacionárias elegíveis, veículos elétricos, sistemas de gestão predial e termostatos inteligentes de residências e empresas em áreas-alvo. O objetivo é reduzir a sobrecarga em locais onde os picos de verão podem gerar congestionamento durante períodos de calor extremo.
O piloto está aberto a clientes atendidos pelas subestações Alewife, Hyde Park e Dewar, cobrindo partes de Cambridge, Milton e o sul de Boston. Os eventos podem ser acionados de junho a setembro, o que coincide com o período em que a demanda impulsionada pelo calor tem maior probabilidade de levar os equipamentos locais a uma utilização intensa.
O piloto do sudeste de Massachusetts, Managed Charging+, enfrenta um desafio diferente: o que fazer com períodos de alta geração solar atrás do medidor. Em vez de pedir que os clientes reduzam o consumo nos picos, o programa os incentiva a carregar baterias estacionárias e veículos elétricos durante as janelas do meio-dia, quando a produção solar é abundante.
Juntos, os pilotos ilustram o equilíbrio de dois lados que as concessionárias enfrentam cada vez mais. Em alguns momentos, o problema é demanda demais no lugar errado. Em outros, é como absorver geração distribuída abundante sem desperdiçar flexibilidade.
Por que isso importa agora
O momento não é acidental. A Utility Dive informou que os pilotos entraram em operação enquanto o sul da Nova Inglaterra estava sob uma intensa cúpula de calor, e o ISO New England previu 478.450 MWh de carga líquida para 2 de julho, um dos maiores volumes diários da década. Isso dá aos programas relevância imediata no mundo real, em vez de deixá-los como exercícios no papel.
A justificativa de longo prazo é estrutural. A Eversource está, na prática, se preparando para duas tendências que os planejadores esperam que se intensifiquem nos próximos anos:
- A demanda por eletricidade deve aumentar à medida que edifícios e transporte se eletrificam.
- A energia solar distribuída deve continuar se expandindo, criando oscilações maiores na carga líquida e mais desafios operacionais localizados.
O ISO New England afirmou que a produção solar atrás do medidor no inverno na região pode chegar a 6,5 GW até o final da década de 2030. Esse número ajuda a explicar por que uma concessionária gostaria de um controle mais preciso sobre quando dispositivos flexíveis carregam, descarregam ou reduzem a carga. Uma rede com mais solar em telhados e em pequena escala precisa de algo além do planejamento de geração em massa. Ela precisa de orquestração na borda.
De dispositivos de consumo a ativos da rede
Um dos sinais mais claros nesses pilotos é que dispositivos antes tratados principalmente como conveniências para o cliente estão sendo reposicionados como recursos da rede. Termostatos inteligentes, EVs, baterias domésticas e sistemas de automação predial já não são ferramentas periféricas no planejamento das concessionárias. Eles estão se tornando ativos despacháveis, que podem ser acionados para aliviar subestações com restrição ou absorver o excedente de geração local.
A Eversource espera inscrever cerca de 2.800 dispositivos nos dois pilotos, a maioria no programa ConnectedSolutions+ de Greater Boston. Não é uma frota enorme, mas o ponto de um piloto não é escala por si só. É testar se um direcionamento mais granular produz melhores resultados operacionais do que programas amplos e padronizados.
Se a resposta for sim, a implicação é significativa. As concessionárias podem cada vez mais segmentar a flexibilidade da demanda não apenas por tipo de dispositivo, mas por alimentador, subestação, bairro e condições do horário do dia. Isso marcaria uma etapa mais sofisticada da gestão de energia distribuída, em que sinais locais passam a ser tão importantes quanto os regionais.
Uma prévia de uma gestão de rede mais localizada
Espera-se que os pilotos gerem dados neste ano, e a Eversource prevê continuar e potencialmente ampliá-los até 2029. Isso sugere que a empresa os vê como parte de uma trajetória de desenvolvimento, e não como um teste de uma única temporada.
O que as concessionárias aprendem com programas assim pode moldar o desenho futuro dos programas de várias maneiras:
- Os modelos de compensação podem se tornar mais específicos por localização, recompensando a flexibilidade onde ela tiver maior valor para a rede.
- A gestão do carregamento de EVs pode migrar de incentivos simples fora de pico para agendas alinhadas à solar e sensíveis à distribuição.
- O planejamento da rede pode depender mais fortemente de recursos instalados na casa do cliente como alternativas sem cabos às atualizações tradicionais de infraestrutura.
- As concessionárias podem criar sistemas de controle mais automatizados e orientados por eventos em casas e empresas.
Ainda há perguntas em aberto. A participação dos clientes pode ser irregular, a interoperabilidade dos dispositivos continua sendo um desafio e os programas direcionados são mais complexos de explicar e administrar do que os incentivos sazonais amplos. Os pilotos também precisam provar que conseguem entregar alívio mensurável onde as restrições são mais agudas, em vez de apenas adicionar outra camada de administração de programas.
Mas a direção é clara. As concessionárias estão sob pressão para lidar com o aumento da carga da eletrificação sem superdimensionar a infraestrutura, ao mesmo tempo em que integram volumes crescentes de energia solar distribuída. Essa combinação favorece a demanda flexível e o armazenamento, especialmente quando podem ser usados de forma cirúrgica.
Os pilotos da Eversource são notáveis não porque resolvem todas as partes desse problema, mas porque mostram como as concessionárias estão começando a operacionalizar a flexibilidade distribuída em um nível mais preciso. Em um bairro, a medida certa pode ser conter a demanda em uma noite sufocante. Em outro, pode ser incentivar o carregamento quando a energia solar de telhado está inundando o sistema por volta do meio-dia.
Esse é um modelo de gestão de rede mais dinâmico do que aquele ao qual muitos clientes estão acostumados. É também provável que se torne mais comum. À medida que o sistema elétrico se descentraliza, as concessionárias precisarão de ferramentas que respondam não apenas a quanta eletricidade está sendo usada, mas onde, quando e sob quais condições locais. Esses pilotos em Massachusetts oferecem uma visão concreta dessa transição em andamento.
Este artigo é baseado na cobertura da Utility Dive. Leia o artigo original.
Originally published on utilitydive.com
