As baterias que armazenam eletricidade para devolvê-la à rede podem deixar de aproveitar os períodos de preços mais altos no Chile devido à forma como suas cargas e descargas são programadas, alertou Matías Negrete, diretor da consultoria Vinken. A observação foi divulgada em 26 de outubro, em meio ao rápido crescimento dessas instalações no país.
O especialista afirma que, em boa parte dos casos, as baterias seguem em tempo real a instrução definida na programação mais recente disponível. Se as condições do sistema mudarem depois desse planejamento, a instalação pode ter menos margem para adaptar sua operação.
O alerta aponta para uma possível limitação das receitas e da eficiência do despacho elétrico. Os dados disponíveis não permitem afirmar que haja uma perda econômica atribuível exclusivamente a essa situação.
Quem decide quando as baterias são descarregadas
Os sistemas de armazenamento recebem eletricidade e a guardam para injetá-la posteriormente. Uma das aplicações é carregar as baterias nos períodos de geração solar abundante e descarregá-las quando essa produção diminui.
A diferença entre os preços de carga e descarga pode gerar receitas para os proprietários. Esse resultado, porém, depende das condições efetivas do mercado, dos custos operacionais e do momento em que a bateria pode usar a energia armazenada.
No Sistema Elétrico Nacional, o Coordinador Eléctrico determina os perfis de carga e descarga das instalações submetidas à sua programação centralizada. O objetivo é manter uma operação segura e minimizar o custo total do sistema. Por isso, o horário mais vantajoso para um proprietário nem sempre coincide com as necessidades da rede.
Segundo Negrete, o problema surge quando uma bateria mantém a instrução de carga ou descarga da programação mais recente, enquanto outros recursos se ajustam às mudanças na demanda, na geração ou na disponibilidade das linhas. Na avaliação dele, essa rigidez pode impedir que o sistema aproveite toda a flexibilidade do armazenamento.
A programação pode, sim, ser atualizada ao longo do dia. Em uma apresentação de agosto, o Coordinador explicou que realizava de uma a sete atualizações intradiárias por dia. A discussão se concentra na capacidade de reagir entre essas revisões e na forma como a energia armazenada é valorizada nas decisões em tempo real.
A diferença entre o preço previsto e o observado
Negrete analisou a operação das baterias em 12 e 13 de outubro. Nas horas em que elas descarregaram, identificou um preço médio efetivo de US$2,8 por megawatt-hora (MWh), ante os US$41 por MWh considerados na programação.
O diretor da Vinken afirmou que, além das diferenças entre as condições previstas e as efetivamente observadas, a forma de contabilizar a descarga das baterias influenciou o baixo preço registrado. Segundo sua análise, o valor da energia armazenada não foi adequadamente refletido nesse indicador.
A comparação mostra uma diferença entre o preço previsto e o observado, mas não determina quanto as instalações teriam ganhado com um despacho diferente. Também não permite atribuir toda a variação dos preços a uma única causa.
O preço no mercado atacadista pode variar em função de fatores como disponibilidade de geração, demanda e restrições de transmissão. Para os proprietários, o arbitramento entre horários também não é necessariamente a única fonte de receita: as baterias podem participar de outros mecanismos, como os de potência e de serviços complementares, sujeitos às respectivas condições técnicas e regulatórias.
Mais de 3.100 MW em operação
O debate ocorre em meio à expansão da capacidade de armazenamento. O boletim de setembro da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (ACERA) contabilizou 3.125 megawatts (MW) de baterias em operação, com capacidade energética total de 13.555 MWh.
A potência, medida em MW, indica quanto as instalações podem fornecer em determinado momento; os MWh mostram quanta energia elas podem armazenar. O levantamento inclui baterias independentes e outras associadas a usinas de geração.
Na mesma data, a ACERA registrou outros 3.017 MW em fase de testes e 5.130 MW em construção. Essas etapas não equivalem a uma capacidade já disponível para operação comercial.
Em setembro, as baterias injetaram 584 gigawatts-hora, o equivalente a 7,9% das injeções contabilizadas por tecnologia no Sistema Elétrico Nacional. Essa eletricidade havia sido armazenada anteriormente; as baterias não a produzem a partir de uma fonte primária.
O valor de guardar energia para usar depois
Um dos conceitos centrais do debate é o custo de oportunidade: o valor de conservar a energia para usá-la em outro momento. Como a capacidade de carga de uma bateria é limitada, descarregá-la agora reduz a eletricidade disponível para as horas seguintes.
Levar esse valor em conta nas decisões operacionais permitiria avaliar, por exemplo, se é melhor usar a energia armazenada imediatamente ou reservá-la para um período em que o sistema possa precisar mais dela. A decisão deve considerar tanto as condições econômicas quanto a segurança da rede.
O Decreto Supremo 32, publicado em 17 de junho de 2026, prevê o cálculo do custo de oportunidade para sistemas de armazenamento, conforme aplicável e de acordo com a norma técnica. O texto estabelece o prazo de 24 meses a partir da publicação para que o Coordinador implemente os procedimentos e as ferramentas necessários à aplicação dessas disposições.
O mesmo decreto estabelece o prazo de 36 meses para a implementação das ferramentas automáticas de despacho. São prazos para implementação; a publicação do decreto não significa que todas essas ferramentas já estejam em operação.
A ACERA apresentou, em julho, um estudo encomendado à Vinken com propostas sobre programação intradiária, cálculo do custo de oportunidade e uso de informações atualizadas. Por sua vez, a Comissão Nacional de Energia propôs ajustes à Norma Técnica de Coordenação e Operação, além de estudos para definir futuras funções de controle e despacho.
