Os projetos de geração distribuída de pequena escala (PMGD) estão passando por uma nova fase regulatória no Chile. Em maio de 2026, o segmento havia atingido 3.820 megawatts (MW) de capacidade instalada , enquanto os projetos de geração distribuída de pequena escala (PMG) adicionaram outros 476 MW , de acordo com o último boletim estatístico da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (ACERA) .
Os dados mostram que a geração em pequena escala já atingiu um nível que é difícil de ser considerada marginal no mercado de eletricidade chileno. Com quase 4.000 MW instalados , os projetos de geração distribuída em pequena escala (GDPME) passaram a estar diretamente envolvidos em discussões sobre restrição de energia, custos sistêmicos, estabilização de preços e sinais de investimento , especialmente após mudanças regulatórias que buscam redefinir seu papel na operação econômica do sistema.
A foto oficial da Comissão Nacional de Energia (CNE) também reflete essa importância. Segundo dados de março de 2026, a capacidade instalada de geração em pequena escala atingiu 4.045 MW , dos quais 3.627 MW correspondiam a PMGDs ( Pequenos Projetos de Geração Distribuída) e 418 MW a PMGs ( Pequenos Projetos de Geração Distribuída). Nesse relatório, os PMGDs representavam aproximadamente 10% da capacidade instalada líquida considerada para o sistema.
Esse crescimento explica por que o segmento se tornou o foco do debate após a publicação do Decreto Supremo (DS) 32 , que modifica o Decreto Supremo 125 sobre a coordenação e operação do Sistema Elétrico Nacional (SEN) .
Embora a interpretação mais visível do decreto estivesse associada ao armazenamento, aos custos de oportunidade e à distribuição centralizada , o regulamento também incorpora uma mudança relevante para os PMGDs : sua inclusão nos critérios pro rata quando não houver capacidade de instalação suficiente para toda a geração disponível.
Fontes do setor consultadas pela Energía Estratégica alertaram que este é um dos pontos mais sensíveis do novo quadro regulamentar: “O problema não é que as PMGDs estejam sujeitas a uma regra de corte, mas sim que essa regra nem sempre parece distinguir quando elas estão realmente em pé de igualdade com as grandes geradoras.”
O novo Artigo 45 bis estabelece que, quando houver mais de uma instalação de geração, sistema de armazenamento ou sistema de geração-consumo com o mesmo custo de produção e não houver capacidade de instalação suficiente para todos eles, o Coordenador Nacional de Energia Elétrica (CEN) deverá ratear a geração ou injeção até atingir a capacidade máxima disponível.
Para instalações conectadas a redes de distribuição, o ajuste será determinado pela CEN (Comissão Nacional de Eletricidade) com base em critérios operacionais definidos na norma, ou proporcionalmente à sua potência máxima em casos excepcionais e justificados. Além disso, o decreto inclui um período de transição: os ajustes relativos a instalações conectadas a redes de distribuição começarão a ser aplicados 24 meses após a publicação do ato administrativo.
A mudança visa corrigir uma assimetria que grandes geradores e consumidores vinham questionando: a de que projetos de grande escala enfrentavam cortes devido a congestionamento ou excesso de oferta, enquanto os PMGDs (dispositivos de geração distribuída de pequeno porte) mantinham uma lógica de autodespacho com menor exposição às limitações econômicas do sistema.
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No entanto, representantes da indústria enfatizaram que o debate não se resume apenas a saber se os projetos de geração distribuída de pequena escala (PMGD, na sigla em inglês) devem ou não ser cortados. A questão mais crucial é determinar quando eles estarão realmente em pé de igualdade operacional com os geradores de grande escala .
Se a energia gerada por uma unidade de geração distribuída de pequena escala (PMGD) exceder a demanda em sua área de distribuição e acabar fluindo para o sistema de transmissão, o argumento para equipará-la a um gerador de grande escala torna-se mais forte. Nesse caso, ambas podem estar competindo pela mesma capacidade da rede e contribuindo para o congestionamento que justifica a redução.
Contudo, se essa energia for consumida localmente dentro da rede de distribuição, a aplicação de um sistema pro rata baseado em critérios semelhantes aos utilizados para projetos de grande escala abre uma discussão diferente. Nesse cenário, segundo participantes do mercado, o PMGD ( Pequeno Projeto de Geração Distribuída) não está necessariamente agravando a restrição de transmissão que causa o desperdício. Portanto, aplicar o mesmo tratamento poderia resultar em um sinal regulatório “injusto” ou, no mínimo, “imperfeito”.
A tensão não é um problema isolado. Nos últimos dias, a Associação de Geradores Independentes de Energia (GIE AG) levantou a necessidade de introduzir critérios graduais para salvaguardar os investimentos em Projetos de Geração Distribuída de Pequena Escala ( PMGD ). Segundo a associação, se a estrutura atual dos decretos relacionados ao regime de pequena escala permanecer em vigor, aproximadamente 65% dos projetos poderão enfrentar dificuldades para cumprir suas obrigações financeiras. O impacto potencial inclui 690 usinas de energia renovável , mais de 20.000 empregos diretos e cerca de US$ 6 bilhões em investimentos comprometidos.
Este argumento visa alertar para o seguinte: a modernização regulatória pode ser necessária, mas sua implementação não deve desconsiderar investimentos estruturados sob regras anteriores. Em um segmento com alta dependência de financiamento de longo prazo, qualquer mudança nas receitas esperadas, nas prioridades de investimento ou na exposição a cortes orçamentários altera as premissas de viabilidade financeira.
Por outro lado, as preocupações levantadas por consumidores independentes e grandes consumidores de energia centram-se no preço estabilizado . A Associação de Consumidores de Energia Não Regulamentados (ACENOR) voltou a destacar este mecanismo e apelou à sua eliminação, argumentando que este gera custos adicionais para os consumidores. Um estudo encomendado pela ACENOR e pelo Conselho Mineiro, realizado pela energiE e pela PPU Legal, estimou a compensação associada ao preço estabilizado em 4,65 mil milhões de dólares americanos entre 2025 e 2043 , com os custos a serem repassados aos clientes independentes e, a partir de 2027, também aos clientes regulamentados.
Esta discussão ocorre em paralelo, mas se conecta com a DS 32 porque ambas as agendas apontam para o mesmo ponto central: quais benefícios o regime PMGD retém, quais custos ele transfere para o sistema e sob quais condições ele deve ser integrado à operação econômica do SEN.
Para grandes geradores, a inclusão de PMGDs (Unidades de Geração de Energia Potencial) nas alocações proporcionais pode ser vista como uma correção necessária. Para os consumidores, faz parte de uma agenda mais ampla para reduzir distorções. Para os pequenos desenvolvedores, no entanto, fontes ligadas ao setor alertam que isso representa um golpe para um modelo que cresceu sob regulamentações específicas e agora enfrenta condições menos favoráveis em comparação com os desenvolvedores de grande escala.
Com 3.820 MW instalados , o debate não admite mais interpretações marginais. Qualquer modificação no PMGD impacta investimentos, financiamento, custos sistêmicos, clientes do mercado livre, clientes regulados e o desenvolvimento de energias renováveis distribuídas .