Chile prepara mudança em regras de licenciamento para estimular projetos com baterias

O Chile está trabalhando para facilitar a autorização para certos tipos de projetos de armazenamento de energia.

A medida ocorre em um momento em que a capacidade de armazenamento instalada aumenta e o setor de energias renováveis pede medidas que ajudem a acelerar a descarbonização da rede, principalmente durante horários sem energia solar.

Por meio de uma mudança na regra de licenciamento processual, projetos de armazenamento com baterias conectados a linhas de transmissão com menos de 2 km de comprimento – ou capacidade inferior a 23 kV – não precisarão entrar no sistema de revisão ambiental.

A medida deverá ser adotada até o final do ano, disse à BNamericas o chefe da divisão de planejamento estratégico do Ministério da Energia, Alex Santander, durante a conferência Energy Storage Summit Latin America, realizada esta semana na capital chilena, Santiago.

Por anos, os desenvolvedores lamentaram a complexidade do sistema de licenciamento de projetos do Chile e o somam aos prazos de processamento associados e ao risco de enfrentar empecilhos legais ou administrativos inesperados, como um potencial obstáculo ao investimento e ao desenvolvimento mais amplo. Projetos de lei do governo chileno no Congresso são projetados para agilizar os processos e gerar mais certeza em relação aos tempos de processamento.

A capacidade instalada de armazenamento de energia no Chile deve atingir a marca de 1 GW até o final do ano e está a caminho de atingir ou exceder a meta de 2 GW até 2026.

Espera-se que uma maior penetração de armazenamento resulte em uma redução nos custos sistêmicos de aproximadamente 12% a partir de 2028.

“Os 12% refletem os custos operacionais totais do sistema, então é um número muito relevante”, afirmou Santander, acrescentando que essa previsão foi baseada no marco de 2 GW sendo alcançado. Isto representaria quase 10 GWh de produção.

Custos sistêmicos mais baixos são boas notícias, principalmente para clientes não regulados e para desenvolvedores de projetos de hidrogênio que planejam usar energia da rede para seus eletrolisadores.

Os custos sistêmicos incluem aqueles cobrados para remunerar geradores termelétricos que operam em um nível mínimo durante o dia e despacham após o pôr do sol, quando a demanda aumenta.

Em termos de descarbonização, até 2030, o investimento em armazenamento está previsto para dar suporte a um aumento de pelo menos 14% nas injeções de energia renovável na rede e permitir uma redução na produção termelétrica. Isso também ajudaria a lidar com os cortes (curtailment), que hoje estão em torno de 15% da produção de energia renovável.

No início da década de 2030, a linha de transmissão HVDC Kimal-Lo Aguirre deverá entrar em serviço, aliviando o gargalo da transmissão entre o norte e sul do país, além de contribuir na mitigação do risco de redução e desvinculação de preços enfrentado pelos geradores instalados norte.

Um processo de planejamento do Ministério da Energia estabeleceu uma meta de armazenamento de energia de 6 GW para 2030, antecipando uma meta original projetada para 2050.

Fatores como o aumento da penetração de veículos elétricos e sistemas de aquecimento residencial elétrico nos próximos anos devem ajudar a estimular a demanda por energia.

“Ainda não há muita eletrificação do consumo, mas, depois de 2030, mais eletrificação começará a ser obtida. Portanto, a curva de oferta e a curva de demanda começarão a se conectar de forma mais natural”, acrescentou Santander.

Abrindo a conferência, Ana Lía Rojas, diretora-executiva da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (Acera), comentou as implicações financeiras e ambientais do consumo de combustíveis fósseis para o Chile, um país que compra quase todos os hidrocarbonetos que consome no mercado internacional.

“Esta transição é vital não apenas em termos de redução de emissões de gases de efeito estufa, mas também de redução de nossa dependência e, acima de tudo, da conta da importação de combustíveis fósseis”, disse ela.

“Atualmente, gastamos entre 15 bilhões e 20 bilhões de dólares por ano. Isto é o equivalente a 6% a 8% do PIB e trata-se de despesa, não investimento”, acrescentou.

O interesse está crescendo em sistemas autônomos após a introdução de regras de pagamento de capacidade, as quais devem ajudar os projetos a garantir financiamento, particularmente aqueles planejados por empresas com menos recursos. Em conjunto com injeção e pagamentos de capacidade, serviços auxiliares são outra fonte de receita, embora maior clareza regulatória seja necessária neste aspecto.

Também seriam necessárias bases regulatórias na esfera da tecnologia de formação de redes, uma técnica de controle que permite que usinas solares fotovoltaicas e eólicas atuem como geradores síncronos tradicionais.

Vistas como a última peça do quebra-cabeça regulatório de armazenamento de energia necessário por enquanto, as regras de programação operacional devem ser divulgadas até o final do ano.

PMGD

Entidades internacionais de crédito, não obstante aquelas expostas ao segmento de pequenos meios geração distribuída, ou PMGD, estão “confortáveis” com o regime de pagamento de capacidade de armazenamento, conforme revelou um banqueiro de investimentos na conferência.

A mensagem, juntamente com alguns avisos sobre a importância de proteger a segurança jurídica, surge enquanto parlamentares debatem esta semana um projeto de lei de subsídio governamental que inclui um pilar de arrecadação de receitas fortemente contestado pelo segmento de PMGD e seus financiadores, os quais, por sua vez, veem a proposta como uma mudança unilateral nas regras do jogo. As usinas de PMGD se multiplicaram, ajudando a criar empregos na construção e aumentar a capacidade de geração perto dos centros de demanda.

As usinas de PMGD, que envolvem sistemas de geração distribuída de até 9 MW, têm um regime de preço estabilizado, ele próprio rotulado como equivalente a um subsídio vantajoso e uma fonte de pressão ascendente sobre os custos sistêmicos. Geradores maiores arcam com essas cobranças, que normalmente repercutem em clientes não regulados.

Estima-se que US$ 217 milhões, ou aproximadamente 20% dos custos sistêmicos do ano passado, corresponderam a tais cobranças, as quais têm apresentado tendência de alta e deverão atingir a marca de US$ 300 milhões este ano. No final do último trimestre, a capacidade da PMGD estava em torno de 3 GW – o parque de energia renovável não convencional do Chile é de 18 GW. A capacidade pode chegar a quase 5 GW em 2026 em meio ao forte crescimento no número de projetos em construção.

Esta semana, o governo publicou preços PMGD estabilizados atualizados e fórmulas de indexação associadas.

CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO

Em termos de capacidade de armazenamento de energia autônoma, o Chile tem 54 MW em operação, 1 MW em fase de construção, 326 MW com licença ambiental e 2,41 GW em fase de revisão ambiental, segundo dados de agosto da Acera.

Em relação aos sistemas incorporados às usinas de energias renováveis, o Chile conta com 417 MW em operação, 401 MW em fase de testes, 1,42 GW em construção, 4,68 GW com licença ambiental e 5,66 GW em revisão.

Os sistemas de íons de lítio respondem por quase toda a capacidade de armazenamento construída ou planejada. O espaço é visto surgindo para outras tecnologias mais voltadas para injeção de longa duração, como armazenamento bombeado, baterias de dióxido de carbono, baterias de fluxo e sal fundido.

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