Os sistemas de armazenamento de energia com baterias (BESS) deixaram de ser vistos apenas como equipamentos de backup. Dependendo da estratégia de controle aplicada, podem reduzir demanda, deslocar consumo entre horários, aumentar a integração de fontes renováveis e prestar serviços ao sistema elétrico.
Quando conectados à rede de distribuição, porém, tornam-se recursos ativos capazes de carregar, descarregar e alterar o fluxo de potência da unidade consumidora.
O simples fato de operarem em paralelo com a rede exige a autorização da distribuidora, uma vez que esses sistemas podem interagir com o sistema elétrico e, dependendo da configuração e da estratégia de controle adotada, injetar energia na rede. Por isso, sua conexão precisa ser tecnicamente avaliada pela distribuidora.
No Brasil, o desafio atual não é a ausência absoluta de referências regulatórias, mas a falta de um procedimento nacional padronizado para a homologação de sistemas atrás do medidor, especialmente aqueles associados à micro e minigeração distribuída.
No caso específico dos sistemas de armazenamento, esse cenário é ainda mais complexo, pois muitas distribuidoras e permissionárias sequer contemplam esses equipamentos em suas normas e procedimentos internos.
Um processo ainda fragmentado
Na prática, a homologação reúne procedimentos regulatórios, técnicos e administrativos destinados a demonstrar que os sistemas de armazenamentos (de porte menores como baterias e inversores híbridos ou mesmo o BESS) podem operar sem comprometer a segurança das pessoas, a proteção da instalação, a qualidade da energia e a operação da rede pública.
A análise normalmente combina a Lei nº 14.300/2022, a Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, o PRODIST, normas ABNT e IEC, requisitos dos fabricantes e normas internas da própria distribuidora.
Essa combinação gera assimetria entre áreas de concessão. Algumas distribuidoras já publicaram procedimentos ou formulários específicos. Outras citam inversores híbridos e armazenamento em seus cadastros e há aquelas que ainda conduzem cada solicitação por análise individual. Assim, soluções tecnicamente semelhantes podem receber exigências diferentes conforme o local da conexão.
A classificação da aplicação também é decisiva. FTM (Sistemas front of the meter), conectados diretamente ao sistema elétrico, seguem uma lógica regulatória distinta dos sistemas BTM (behind the meter), instalados após o ponto de medição para atender consumidores.
Dentro de uma instalação BTM, o comportamento esperado deve ser descrito com precisão: haverá injeção na rede? O carregamento ocorrerá pela geração fotovoltaica, pela rede ou por ambas? O sistema operará ilhado? Quais as regras para essas operações? Qual será a potência máxima no ponto de conexão? Sem essas respostas, a distribuidora não consegue avaliar adequadamente o impacto do empreendimento.
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