Prevê-se que o Chile atinja aproximadamente 10 GW de capacidade operacional de baterias durante o primeiro semestre de 2028 , com um tempo médio de operação de 4,4 horas. Esse volume alterará a operação diária do Sistema Elétrico Nacional (SEN) e exigirá a atualização dos critérios utilizados pela Coordenadora para decidir quando carregar, reservar ou descarregar esses ativos.
“Quando todos esses projetos estiverem operacionais, aproximadamente 20% da demanda do sistema será gerenciada por meio de sistemas de armazenamento. Essa é a ordem de grandeza que isso terá na operação diária do sistema”, afirmou Felipe Gallardo , Diretor de Estudos da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (ACERA), durante uma reunião organizada pela associação.
O país já possui mais de 2 GW em operação, quase 3 GW em fase de testes e cerca de 5 GW em construção . O portfólio inclui mais de 120 projetos , com aproximadamente 80% da capacidade localizada na região norte. Essa área concentra geração de energia solar, congestionamento na rede de transmissão e uma parcela significativa das restrições de energia renovável.
A ACERA prevê que, entre 2026 e 2028, serão adicionados aproximadamente 2.800 MW anualmente , ultrapassando a taxa média registada na última década, que é de 1.817 MW/ano até à data. Isto significa também que o ritmo de novas instalações reduz a margem disponível para ajustar os procedimentos do Sistema Nacional Interligado (SEN).
“Além disso, os números mostram que no ano passado houve um corte de cerca de 6 TWh, o que significa que cerca de 20% da capacidade de geração disponível não pode ser integrada ao sistema”, disse Gallardo.
“O que esses números nos dizem? Que o processo de transição energética está entrando em uma fase muito mais madura e também mostra que não basta continuar integrando mais energias renováveis, mas que precisamos dar ao sistema flexibilidade, com capacidade para gerenciar toda essa oferta disponível em uma hora”, acrescentou.
Em resposta a essa expansão, a ACERA contratou a consultoria Vinken para desenvolver uma proposta faseada que incorpora um custo de oportunidade regulamentado, declarações voluntárias dos agentes e maior automação do despacho.
O estudo estrutura as alternativas de acordo com quatro variáveis: modelo de despacho, estrutura de mercado, pessoa responsável pelo cálculo do custo de oportunidade e nível de automação .
A sequência começa em E0, que representa o esquema atual sem um sinal intertemporal suficiente. Em seguida, considera E1, com um custo de oportunidade regulamentado; E3, com declarações de custo simples ou lances; E2, com despacho econômico centralizado; E4, com lances; e E5, com otimização de mercado e segurança em tempo real.
A recomendação imediata é combinar E1 e E3 em um sistema de dois níveis .
A E1 funcionaria como um piso regulamentado. O Coordenador Nacional de Energia Elétrica calcularia uma referência pública, rastreável e auditável para qualquer bateria que não declare seu próprio valor.
Embora o cenário E3 funcione como uma opção voluntária, os agentes com melhor informação sobre os seus ativos podem declarar o seu custo de oportunidade dentro de um intervalo limitado pelo piso E1 e um teto regulamentado.
A solução busca abordar duas lacunas. O cálculo centralizado fornece uma referência operacional comum , enquanto o reporte voluntário incorpora informações específicas que o Coordenador não necessariamente possui.
Vinken esclarece que E1 é um estágio de transição. Ele não reproduz, por si só, o ótimo intertemporal, mas "introduz transparência" e permite abandonar um esquema em que a energia armazenada pode ser subvalorizada.
O estudo também separa a arbitragem de energia dos serviços auxiliares, onde a potência e os MWh comprometidos para o controle de frequência ou outras reservas seriam tratados como uma restrição rígida .
O sinal econômico se aplicaria apenas à capacidade residual. Dessa forma, uma oportunidade de arbitragem não comprometeria as reservas alocadas à segurança do sistema.
As alterações ao DS125 e o impacto económico da proposta
A implementação das normas E1 e E3 requer modificações no Regulamento de Coordenação e Operação, contido no Decreto Supremo 125, e na Norma Técnica de Coordenação e Operação .
Na DS125, Vinken propõe expandir a definição de custo de oportunidade para deixar explícito que ele pode ser calculado pelo Coordenador ou declarado voluntariamente pelo agente.
Propõe ainda a implementação de ofertas simplificadas, o estabelecimento da frequência de recálculo, a transição para instruções automáticas e o reconhecimento de que os ativos alimentados por bateria podem afetar o custo marginal quando este for marginal.
Os regulamentos também devem incluir a compensação por custos não cobertos quando uma instalação for realizada fora da ordem econômica.
Na Norma Técnica, a Comissão Nacional de Energia teria que publicar a metodologia C1 + C2 + C3, reconhecer o custo de oportunidade como um componente do custo variável e definir a frequência de atualização.
Outro requisito é a telemetria em tempo real do estado de carga de todas as baterias conectadas ao Sistema Elétrico Nacional (SEN). Sem essa informação, o Coordenador não consegue avaliar adequadamente a energia disponível nem reconstruir as decisões operacionais.
A regra de cálculo do custo marginal também teria que ser adaptada para os casos em que uma bateria é marginal em seu ponto de injeção.
Simulações mostram que a proposta poderia reduzir a sobretaxa operacional de aproximadamente 7%, conforme a regra atual, para uma faixa entre 3,7% e 5,2% em comparação com o valor ótimo teórico.
O custo adicional da demanda, estimado entre 32% e 41% no modelo atual, poderia cair para 18% ou até mesmo 8% com o sinal completo.
O principal efeito seria evitar que as baterias se esgotassem antes das horas críticas e obrigassem a ativação de centrais termoelétricas de reserva, com custos superiores a 250 dólares por MWh .
Com C1 + C2 + C3, as unidades analisadas capturam entre 79% e 98% da arbitragem ideal com previsão perfeita , em comparação com os valores observados entre 48% e 81%.
As atualizações intradiárias também melhoram a resposta a erros de previsão. O cálculo pode ser ajustado se a geração solar, o consumo ou os custos marginais forem diferentes das projeções do dia anterior.
O estudo enfatiza que o objetivo não é maximizar a rentabilidade das baterias , mas otimizar o funcionamento do Sistema Elétrico Nacional (SEN), reduzir custos, aproveitar a geração renovável e fortalecer a segurança do abastecimento.
Mesmo com um despacho mais eficiente, o crescimento massivo trará outros desafios. O aumento da capacidade reduzirá a diferença entre os preços diurnos e noturnos e diminuirá progressivamente a margem de arbitragem.
Os serviços complementares também não absorverão toda a oferta. Suas necessidades são limitadas e eles podem se saturar rapidamente, dado o volume projetado.
Por essa razão, a transição para 10 GW exigirá, consequentemente , novos produtos de mercado, mecanismos de suficiência, ofertas e ferramentas de despacho econômico com restrições de segurança .
O Chile já possui projetos, experiência operacional e sinais de investimento. O desafio imediato é que as regulamentações e os procedimentos reconheçam corretamente o valor intertemporal da energia antes que a capacidade instalada multiplique seu impacto no sistema.