Os californianos adoram energia renovável. Na verdade, A Califórnia acaba de se tornar o primeiro estado a exigir painéis solares em todas as novas residências.

Mas o novo requisito cria questões - Como a nova lei complicará o mercado de eletricidade? Que tensões isso colocará nas redes de distribuição existentes?

Enquanto a Califórnia se esforça para cumprir o prazo de 2030 para receber 50 por cento de sua eletricidade de fontes renováveis, o estado precisa encontrar maneiras de rastrear, medir, e valorizar o consumo e a produção de eletricidade que contabilizam a variabilidade da eletricidade que vem de fontes descentralizadas, como solar, vento, e baterias. Sem uma gestão cuidadosa, essas fontes, conhecido como recursos de energia distribuída, ou DERs, têm o potencial de causar fornecimento de energia não confiável, ou mesmo interrupções, e levar as empresas de serviços públicos a cobrar mais dos clientes.

Um novo artigo de engenheiros elétricos da Faculdade de Engenharia de Marlan e Rosemary Bourns da Universidade da Califórnia, Riverside, oferece uma maneira de contabilizar as incertezas introduzidas pelo mercado de eletricidade e DERs para que as empresas de serviços públicos possam equilibrar a rede de distribuição e encontrar as taxas mais justas para o consumidor.

Uma forma de os gestores do mercado de eletricidade garantirem a distribuição equitativa de energia é oferecendo incentivos para que os clientes reduzam, ou adiar, consumo de energia durante os horários de pico. Os clientes podem optar por usar menos eletricidade ou mudar seu uso para uma fonte distribuída, como painéis solares de telhado ou baterias. Os clientes também podem disponibilizar mais eletricidade durante os picos de carga, vendendo à concessionária a eletricidade excedente gerada por seus painéis solares de telhado. Os consumidores podem, portanto, exercer uma forte influência na rede elétrica e no mercado mais amplos.

O problema, de acordo com os pesquisadores, é que as organizações que supervisionam a rede como um todo, conhecidos como operadores de sistema independentes, ou ISOs, não despache, e muitas vezes não consigo ver, a localização dos DERs da rede. Eles só veem linhas de transmissão e recursos conectados a eles, como a demanda coletiva nas subestações e usinas. Eles determinam as condições de mercado com base no panorama geral, sem conhecer detalhes que podem ter consequências importantes na rede elétrica.

"Os ISOs veem a eletricidade até a subestação que a alimenta em uma rede do consumidor, mas são cegos para o que acontece entre os milhares ou milhões de clientes depois desse ponto, "explicou Ashkan Sadeghi-Mobarakeh, um estudante de doutorado da UC Riverside em engenharia elétrica e da computação e primeiro autor do artigo. “A demanda de cada cliente em cada localidade tem um impacto local diferente na rede de distribuição”.

ISO da Califórnia, ou CAISO, introduziu um novo índice para melhor gerenciar cargas flexíveis e responsivas de acordo com as condições de mercado. Mas o índice sugere implantação de cargas flexíveis apenas de acordo com as condições de mercado, o que significa que o índice CAISO não considera que a participação de mercado de DERs localizados em redes de distribuição pode empurrar os limites de uma rede.

Se a CAISO ou a empresa de serviços públicos determinarem os horários para implantar ou adiar cargas elétricas sem levar em conta os recursos renováveis ​​variáveis ​​no local e as condições da rede de distribuição, eles correm o risco de sobrecarregar a rede e causar interrupções. Ao contrário do bom senso, reduzir a entrega de eletricidade aos alimentadores de distribuição em pico de carga pode levar a custos mais altos e diminuir a estabilidade da rede.

O artigo da UC Riverside considera não apenas as condições do mercado, mas também o impacto que os recursos flexíveis têm nas restrições da rede de distribuição.

Sadeghi-Mobarakeh usou novos algoritmos para modelar custos e cargas elétricas em diferentes cenários de mercado e os testou em uma rede de distribuição padrão. Ele usou seu algoritmo para comparar o custo e o estresse na rede de distribuição com o que seria previsto pelo modelo convencional. Ele descobriu que se a concessionária tivesse licitado de acordo com seu modelo, eles poderiam ter fornecido energia aos consumidores a um custo consideravelmente menor em muitos dias, com menos risco para a rede.

Os pesquisadores propõem dois novos índices para ajudar as concessionárias a olhar além das condições de mercado e identificar alimentadores com melhor desempenho para a operação de cargas diferíveis. Eles sugerem maneiras pelas quais os DERs podem participar ativamente do mercado de eletricidade, seguindo os sinais do mercado. Os dois índices mostram como um bom alimentador responde aos sinais do mercado sem ter um efeito negativo na rede de distribuição. Os novos índices podem ajudar as empresas de serviços públicos a determinar uma estratégia de licitação ideal no mercado do dia seguinte, junto com os cronogramas ideais para cargas diferíveis.

"Os índices propostos neste artigo podem ser combinados com medições de campo de medidores inteligentes em subestações para medir em tempo real o impacto coletivo dos recursos de energia distribuída na confiabilidade do sistema de distribuição, "Sadeghi-Mobarakeh disse.

Além de Sadeghi-Mobarakeh, os autores incluem seu conselheiro, Hamed Mohsenian-Rad, professor de engenharia elétrica e da computação na UC Riverside; Alireza Shahsavari, um estudante de doutorado na UC Riverside; e Hossein Haghighat da Islamic Azad University of Jahrom.

O artigo aparecerá em uma próxima edição da Transações IEEE em Smart Grid .