Quando a operação atravessa a fronteira da distribuição

Em 7 de junho, o ONS acionou pela primeira vez o Plano de Gestão de Excedentes de Energia na Rede de Distribuição. A medida veio depois de outras medidas operativas sobre a geração centralizada já terem sido utilizadas. Na ocasião, o operador estimou a necessidade adicional de reduzir cerca de 1.000 MW e acionou as distribuidoras para atuar sobre usinas Tipo III conectadas às suas redes. Em 23 de agosto, pouco mais de dois meses depois, o plano voltou a ser utilizado. Dois episódios ainda são pouco para sustentar qualquer leitura de tendência, mas já permitem observar uma mudança importante na forma como certas condições do sistema estão sendo administradas.

O excedente não se explica por uma variável

A associação mais imediata costuma ser entre baixo consumo de fim de semana e elevada geração solar. Essa combinação é relevante e aparece nas análises do próprio ONS, mas não explica sozinha por que um determinado domingo exige atuação adicional e outro, com patamares de carga semelhantes, pode ser administrado sem chegar à distribuição.

O Plano de Gestão de Excedentes é tratado pelo ONS como uma medida de última instância, depois de utilizadas as alternativas operativas disponíveis e quando já não é possível reduzir suficientemente a geração centralizada. Isso ajuda a entender melhor o problema. O sistema não responde apenas ao volume de energia existente em determinado momento. Importa também quanto daquela condição ainda pode ser acomodada pelos recursos disponíveis, pelas condições da rede e pelos intercâmbios possíveis naquele instante.

Por isso, reduzir o debate a “excesso de geração distribuída” ou “falta de infraestrutura” simplifica uma condição que é sistêmica. Em junho, o ponto importante não foi apenas a baixa carga ou a presença de geração solar. Depois de outras medidas já terem sido utilizadas, a operação precisou recorrer a recursos conectados à distribuição.

A distribuição passa a participar mais diretamente da resposta

As usinas Tipo III estão conectadas às redes das distribuidoras e não estão inseridas na mesma relação de supervisão e comando que o ONS mantém com boa parte da geração centralizada. Quando há necessidade de atuação, o operador define a redução agregada e a execução passa pelas distribuidoras, que fazem a alocação entre os recursos de sua rede, comunicam os agentes e acompanham a resposta.

No primeiro acionamento, a análise posterior do ONS indicou uma redução de até 1.955 MW médios, acima dos cerca de 1.000 MW inicialmente estimados como necessários, além de respostas diferentes entre as distribuidoras. (megawhat.uol.com.br) Mais do que a redução observada, isso ajuda a mostrar que entre definir uma necessidade e confirmar a resposta existem etapas de comunicação, execução e verificação.

À medida que geração, armazenamento e outras formas de flexibilidade crescem dentro da distribuição, aumenta também a necessidade de conhecer melhor o que está acontecendo nessa camada. Saber que um recurso existe não significa saber quanto ele está produzindo naquele instante, se pode responder a uma necessidade específica ou em quanto tempo essa resposta poderá ser confirmada.

A digitalização da distribuição costuma aparecer ligada a faturamento, perdas, qualidade ou automação da rede. Esses usos continuam importantes, mas a descentralização começa a acrescentar uma função operacional a essa discussão. Dados sobre localização, disponibilidade e resposta passam a ter utilidade também para quem precisa manter o equilíbrio do sistema.

Uma operação mais descentralizada exige mais integração

O ONS vem administrando essas situações com os instrumentos e mecanismos disponíveis, e os acionamentos realizados mostram justamente essa capacidade de adaptação. A questão é como essa arquitetura evolui se uma parcela crescente dos recursos relevantes para o balanço do SIN estiver dentro das redes de distribuição.

A analogia com a aviação ajuda a explicar esse ponto. O pouso por instrumentos não representa uma operação deficiente, mas justamente uma evolução que permitiu operar com segurança em condições mais complexas. No sistema elétrico, a lógica é semelhante: conforme novos recursos passam a influenciar a operação a partir da distribuição, ampliar a integração das informações e dos mecanismos de coordenação aumenta a capacidade de antecipar condições e escolher a resposta mais adequada.

O sistema está conseguindo operar, mas parte daquilo que influencia seu comportamento está em uma camada sobre a qual a observabilidade e a capacidade de atuação direta são diferentes. Integrar melhor essa camada passa a fazer parte da própria evolução da operação.

ONS–DSO começa a aparecer na prática

O movimento do próprio ONS ajuda a colocar essa leitura em perspectiva. Entre as metas para 2026 estão o desenvolvimento do ERAG, a ampliação da controlabilidade do SIN e a evolução do relacionamento ONS–DSO. Isso não permite dizer que o ERAG tenha surgido por causa dos acionamentos de junho e agosto, nem que a arquitetura atual tenha falhado. Mostra, porém, que automação, observabilidade e integração entre transmissão e distribuição já fazem parte da agenda operacional.

A discussão sobre DSO ganha peso porque uma parcela crescente dos recursos que interfere no balanço visto pelo sistema está conectada à distribuição. Hoje isso aparece de forma mais evidente com geração. Com o avanço de armazenamento, resposta da demanda, veículos elétricos e outros recursos flexíveis, essa necessidade de coordenação tende a ganhar novas formas.

Os episódios de junho e agosto ainda não dizem com que frequência esse tipo de intervenção ocorrerá, mas mostram que, em determinadas condições, depois de utilizadas alternativas dentro da geração centralizada, a segurança do SIN pode depender de recursos conectados à distribuição. Isso amplia a discussão para além da quantidade de geração existente e coloca também a capacidade de localizar, observar, coordenar e verificar esses recursos dentro do problema operacional.

A pergunta que fica para os próximos anos é qual arquitetura operacional será necessária quando uma parcela cada vez maior dos recursos que influencia o equilíbrio do SIN estiver dentro das redes de distribuição.