Quais os próximos passos do bem-sucedido, mas falho, regime de GD do Chile?

O número de usinas de geração distribuída, ou PMGDs, cresceu rapidamente no Chile nos últimos anos, dada a suculenta recompensa oferecida aos investidores.

Estas usinas ajudaram a promover a descarbonização, descentralizar a geração e criar empregos, principalmente na zona central do país, mas também geraram consequências indesejadas, como a contabilização de uma parcela crescente dos custos sistêmicos.

Em meio a um aumento na incerteza regulatória, a atividade de desenvolvimento dos PMGDs vem desacelerando e reverter essa tendência exigirá medidas para reduzir a incerteza.

Para discutir o tópico, a BNamericas conduziu uma entrevista por e-mail com Laura Picardo Costales, associada sênior de consultoria da Aurora Energy Research, empresa de análise e previsão do mercado global de energia sediada no Reino Unido.

Picardo Costales falou com a BNamericas antes de um webinar público sobre os PMGDs que a Aurora realizará em 18 de março às 11h, horário de Santiago.

Inscreva-se aqui para o webinar “Charting the Future: Chile's PMGD Stabilized Price Outlook”.

BNamericas: Você pode nos dar uma breve descrição ou esboço do regime e estrutura dos PMGDs no Chile. Por que ele foi introduzido?

Picardo Costales: A estrutura pequeños medios de generación distribuida (PMGD) do Chile foi criada para incentivar a geração descentralizada em pequena escala (≤ 9 MW), particularmente perto de centros de demanda. Sob o decreto DS 244/2006, os PMGDs se beneficiaram de um mecanismo de preço estabilizado, fornecendo certeza de receita, inicialmente atraente para mini-hidrelétricas e usinas térmicas.

Porém, desde 2014, os projetos solares dominaram os PMGDs, alavancando preços fixos mesmo quando os preços de mercado atingiram zero. Isso levou a uma explosão no número de instalações, atingindo 3 GW até 2024, com a energia solar compondo 82% do total.

Para conter os crescentes desequilíbrios de receita, o governo introduziu o decreto DS 88/2020, mudando para um modelo de precificação de seis intervalos para refletir melhor a dinâmica do mercado. No entanto, ambos os mecanismos de precificação (DS 244 e DS 88) ainda inflacionam as receitas para PMGDs solares, aumentando os custos sistêmicos e alimentando o debate regulatório.

Em 2023, o Ministério de Energia organizou uma mesa redonda com stakeholders da indústria para avaliar o modelo de negócios dos PMGDs. O debate continua, de um lado com opiniões divergentes, mas, de outro lado, com um reconhecimento crescente de que mais ajustes são necessários.

BNamericas: Nos últimos anos, grandes investidores, como fundos de investimento globais, adquiriram portfólios de plantas de PMGD. Por quê?

Picardo Costales: Os PMGDs têm sido um investimento atraente principalmente devido às vantagens de preço, flexibilidade de despacho e autorização simplificada.

Suas taxas estáveis e acima do mercado, combinadas com a implantação de baixo custo da energia solar, as tornaram uma oportunidade lucrativa e de baixo risco. Ao contrário de projetos de grande porte, os PMGDs se autodespacham e evitam cortes, ao mesmo tempo em que são isentos de certas taxas de transmissão, o que melhora a previsibilidade financeira. Além disso, seus processos de aprovação simplificados permitem cronogramas de desenvolvimento mais rápidos e riscos menores.

Dito isso, o sentimento do investidor está mudando. A incerteza regulatória está tornando os novos acordos mais complexos, com discussões sobre potenciais reformas de preços, redistribuição sistêmica de custos e até mesmo regras de restrição para PMGDs adicionando novas camadas de risco.

BNamericas: Por que o componente de preço estabilizado do PMGD – suportado por geradores maiores e visto por alguns como um subsídio de fato – tende a representar uma parcela crescente dos custos sistêmicos gerais?

Picardo Costales: No mercado de eletricidade do Chile, os custos sistêmicos se referem a despesas além da geração que surgem de necessidades operacionais, regulatórias e técnicas. Um componente-chave desses custos são as compensações de preço estabilizadas, que surgem da lacuna entre as tarifas PMGD garantidas e os preços reais de mercado. Como o sistema absorve essa diferença, o ônus financeiro acaba recaindo sobre outros geradores e consumidores livres.

Com PMGDs solares agora dominando (82% de 2,4 GW em 2024), uma grande parcela desses pagamentos vai para usinas produzindo quando os preços são zero. Enquanto geradores de escala de utilidade vendem a custo marginal, os PMGDs ainda recebem um preço garantido, criando um fardo financeiro para o sistema.

BNamericas: Em relação aos custos sistêmicos gerais, qual o cenário no ano passado e o que podemos esperar para 2025?

Picardo Costales: Em 2023, os custos sistêmicos atingiram US$ 1,09 bilhão, antes de cair para US$ 1 bilhão em 2024. Mas, apesar dessa redução geral, a compensação de preço estabilizada foi responsável por 35% dos custos sistêmicos – um aumento de 14% em relação a 2023.

O problema? Saturação solar. A alta geração solar empurra os preços spot para zero, mas os PMGDs sob o modelo de precificação estabilizada continuam recebendo pagamentos garantidos – um custo absorvido pelo sistema.

Olhando para 2025, a implantação de armazenamento em baterias pode ajudar a cortar restrições de geração térmica e diminuir os custos excedentes. Mas os preços dos PMGDs provavelmente mudarão, mesmo que não imediatamente. Uma transição leva tempo, mas, a longo prazo, o modelo atual não é sustentável.

BNamericas: É verdade que o projeto de lei de estabilização da tarifa do usuário final do governo, que inclui uma medida que impacta negativamente a remuneração do PMGD por vários anos, colocou os projetos de pré-construção do PMGD em espera?

Picardo Costales: Sim, mas não é o único fator. O projeto de lei proposto adicionou incerteza ao mercado. Embora o Congresso tenha inicialmente isentado os PMGDs de contribuir para o subsídio FET Cargo, ainda há a possibilidade de que essa decisão seja anulada no Senado. Se aprovada, afetaria diretamente as receitas dos PMGDs nos próximos anos.

Ao mesmo tempo, as novas regras de precificação do DS 88/2020 remodelaram as expectativas dos investidores. Desde 2023, apenas um projeto PMGD entrou em avaliação ambiental – um sinal de que os desenvolvedores estão esperando por clareza regulatória antes de se comprometerem com novos projetos.

Então, embora o projeto de lei de estabilização de taxas adicione incerteza, é a combinação de mudanças de preços e riscos de mercado que colocaram projetos de PMGDs em espera.

BNamericas: Há algum tipo de consenso sobre o que o futuro reserva para novos PMGDs? O que precisaria acontecer para reacender o interesse dos investidores?

Picardo Costales: De forma alguma – o debate é altamente polarizado. De um lado, o operador do sistema de transmissão e os formuladores de políticas argumentam que os PMGDs distorcem o mercado e aumentam os custos sistêmicos. Em contraste, os investidores e desenvolvedores de PMGDs defendem o modelo de preço estabilizado, enfatizando seu papel no suporte a energias renováveis de pequena escala e garantindo a certeza do investimento. Enquanto isso, os geradores de escala de utilidade pública defendem uma estrutura de preços mais competitiva, aproximando os PMGDs da dinâmica do mercado atacadista.

Clareza regulatória é essencial para que os investidores recuperem a confiança. Uma transição transparente e previsível – uma que gradualmente alinhe as taxas de PMGD com as condições de mercado, ao mesmo tempo em que potencialmente integra soluções de armazenamento de bateria – poderia ajudar a restaurar a certeza e impulsionar novos investimentos.

BNamericas: Por fim, não importa o que aconteça com o projeto de lei de estabilização da tarifa do usuário final, poderemos ver algum tipo de mudança nas regulamentações de remuneração do PMGD, dada a preocupação, principalmente entre usuários de eletricidade não regulamentados, sobre a quantia de dinheiro que está sendo paga para estabilizar as receitas do PMGD?

Picardo Costales: Nós da Aurora Energy Research acreditamos que é apenas uma questão de tempo. O atual sistema de preços está desatualizado, falhando em refletir as condições reais do mercado. E está se tornando cada vez mais caro para consumidores, geradores e operadores de sistemas.

Embora a estabilidade seja importante para renováveis de pequena escala, um modelo de precificação que se alinhe mais de perto com o mercado por atacado será necessário para evitar custos sistêmicos crescentes. Na Aurora Energy Research, exploramos diferentes cenários e apresentaremos nossas descobertas em um webinar público em 18 de março. Junte-se a nós para discutir o que vem por aí para o setor chileno de geração distribuída.