A expansão da energia fotovoltaica no Chile dependerá diretamente da implantação de sistemas de armazenamento de energia de longa duração . O Relatório Preliminar do Planejamento Energético de Longo Prazo (PELP) 2028-2032 prevê que entre 81% e 83% da nova capacidade de armazenamento de energia em baterias (BESS) utilizará configurações de oito horas , enquanto entre 16% e 17% corresponderá a soluções de seis horas.
O documento prevê que entre 27 GW e 58 GW de energia solar fotovoltaica serão adicionados nos próximos 30 anos, dependendo do cenário. No entanto, essa expansão não ocorrerá de forma independente: estará vinculada ao custo das baterias, ao descomissionamento de usinas termelétricas a carvão e à capacidade do sistema de transferir o excedente de energia diurna para os blocos de geração noturna.
“Toda a expansão do armazenamento ao longo do horizonte planejado será baseada exclusivamente em Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS)”, afirma o relatório. O plano não identifica nenhum desenvolvimento em outras tecnologias de armazenamento durante o período analisado.
O sinal é claro para desenvolvedores e investidores: a próxima fase de energia renovável do Chile será definida pela combinação de energia solar e armazenamento . Os sistemas de armazenamento de energia solar (BESS) deixarão de operar como ativos complementares e assumirão um papel estrutural no Sistema Elétrico Nacional.
O PELP utiliza como ponto de partida uma capacidade de armazenamento estimada em 4078 MW até o final de 2026 , com uma duração média de 4,3 horas. A partir daí, cenários exploratórios permitem adições de até 2000 MW por ano, enquanto cenários regulatórios elevam esse limite entre 25% e 50%.
A otimização descarta uma expansão significativa de sistemas de ciclo curto. O modelo prioriza baterias capazes de transferir grandes volumes de geração das horas de pico de irradiação para a tarde, noite e início da manhã.
“A energia solar, por si só, já não se expande de forma agressiva, a menos que seja acompanhada de armazenamento”, conclui a análise técnica. A rentabilidade futura de novos parques solares dependerá, portanto, do custo combinado da geração, do armazenamento e da infraestrutura de conexão à rede.
Essa mudança reflete a própria evolução da matriz energética. A capacidade fotovoltaica inicial considerada no relatório atinge 12.015 MW , cerca de 32% da capacidade instalada inicial do sistema, enquanto o potencial geográfico identificado ultrapassa 2,1 milhões de MW.
O PELP não interpreta esse potencial como capacidade diretamente executável. Sua utilização será condicionada por restrições ambientais, territoriais, financeiras e de transmissão, além da possibilidade de armazenamento de energia em áreas com alta concentração de projetos.
No cenário regulatório desfavorável mitigado, o sistema adiciona aproximadamente 36 GW de capacidade fotovoltaica entre 2043 e 2057 , principalmente em Antofagasta e Atacama. Somente na subestação de Cumbre, operando a 500 kV, o modelo projeta até 13,2 GW de nova capacidade.
A aposentadoria antecipada das usinas termelétricas a carvão até 2030 acelera esse processo. O descomissionamento das unidades térmicas reduz a oferta despachável e abre espaço para ativos capazes de fornecer energia renovável durante períodos sem produção fotovoltaica.
Essa situação é ainda mais agravada pela consideração de um imposto sobre as emissões de dióxido de carbono. O aumento do custo da geração de energia térmica melhora a competitividade relativa dos projetos híbridos e acelera as decisões de investimento dentro do quadro regulatório.
“O desenvolvimento de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) é uma condição necessária para a expansão contínua da energia solar”, afirma o documento, analisando a relação entre as duas tecnologias. Sem capacidade suficiente para transferir energia para o período noturno, o sistema enfrentará maiores perdas e uma dependência persistente de combustíveis fósseis.
Antofagasta e Atacama concentrarão grande parte das novas instalações. Algumas projeções indicam mais de 7 GW e até 9 GW de armazenamento em ambas as regiões, em paralelo com a expansão da energia fotovoltaica, a eletrificação da mineração e a chegada de aplicações de alto consumo energético.
A localização dos BESS (Sistemas Básicos de Armazenamento de Energia) também não será aleatória. O planejamento prioriza nós com infraestrutura disponível, alta penetração de energia renovável e usinas termelétricas em processo de desativação.
“ As instalações de armazenamento estão estrategicamente instaladas nos mesmos nós onde operavam as usinas termelétricas a carvão que estão sendo desativadas ”, afirma o relatório. Los Changos surge como um dos locais mais relevantes devido à sua proximidade com as antigas unidades de Mejillones e ao seu acesso às redes de transmissão existentes.
Essa estratégia permitiria a reutilização das conexões de rede existentes, a manutenção da capacidade de injeção e a substituição da geração a carvão durante a noite. Também reduziria parte do investimento necessário para conectar novos ativos em áreas com alta demanda elétrica.
O funcionamento apresentará diferenças marcantes entre as estações do ano. No verão, a alta irradiação solar permitirá que a geração fotovoltaica supra a demanda diurna e carregue os sistemas para suprir uma parte substancial do consumo noturno.
Nessas condições, os sistemas de energia solar combinados com sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) estão substituindo cada vez mais o carvão, o diesel e o gás. Os fluxos de transmissão também podem mudar de direção ao longo do dia, dependendo da disponibilidade de energia renovável e dos preços regionais.
No inverno, a menor produção fotovoltaica limitará o nível de carregamento. " No inverno, as baterias não conseguem carregar completamente ", alerta a análise.
A demanda máxima se concentrará entre 19h e 1h , período que coincide com a queda na geração de energia solar e o pico da demanda de energia noturna. Fora desse período, o sistema continuará necessitando de suporte térmico, principalmente durante as primeiras horas da manhã, quando a disponibilidade de energia renovável é menor.
O PELP também incorpora uma restrição de inércia sistêmica e 400 MW de reserva operacional , uma condição que exige a manutenção de um certo nível de geração despachável. Portanto, as baterias reduzirão o despacho de combustíveis fósseis, mas não eliminarão imediatamente o uso de gás.
Em alguns cenários de longo prazo, surge uma dinâmica adicional: a geração de energia eólica noturna será suficiente para carregar os sistemas durante as primeiras horas da manhã. Essa complementaridade permitirá que os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) não dependam exclusivamente dos excedentes fotovoltaicos.
O crescimento da energia eólica em terra reforçará essa interação. O planejamento estima adições entre 16 GW e 27 GW ao longo de três décadas , com expansão sustentada nas regiões de Maule e Biobío.
Este desenvolvimento exigirá o reforço do corredor de 500 kV Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel-Lo Aguirre em pelo menos 1750 MVA . Também serão necessárias expansões das redes de 220 kV em Antofagasta e Maule, com alguns trechos precisando ter sua capacidade aumentada em até seis vezes.
“ A transmissão é confirmada como o elemento essencial para a integração de energias renováveis e para garantir a segurança do abastecimento ”, afirma o relatório. Os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) aliviarão a congestão e reduzirão a necessidade de injeções de energia, mas não substituirão a infraestrutura estrutural da rede.
O hidrogênio verde e os centros de dados aumentam a pressão sobre o norte.
A crescente demanda por eletricidade expandirá ainda mais o mercado de sistemas de longa duração. O hidrogênio verde, os centros de dados e a eletrificação da mineração concentrarão as novas necessidades no norte, justamente onde o sistema prevê o maior acréscimo de geração fotovoltaica.
No cenário de Tendência Regulatória Mitigada, o fornecimento de hidrogênio verde por eletrólise requer 6.146 MW de energia fotovoltaica em Kapatur e 4.120 MW de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) em Los Changos . Essa demanda também exigiria a expansão das redes elétricas da região em quase 4.376 MW.
“ A produção de hidrogênio verde por meio da eletrólise constituirá uma gigantesca demanda emergente de eletricidade ”, alerta o plano. Seu impacto mais visível ocorrerá a partir da década de 2040, impulsionado pelo transporte pesado, mineração e processos térmicos industriais.
Os centros de dados também ganharão importância. Sua capacidade instalada aumentará de 198 MW em 2024 para 594 MW em 2030 e 900 MW em 2057 , de acordo com as projeções incluídas no relatório.
O Cenário Regulatório Desfavorável Mitigado também adiciona 500 MW de demanda associada a novos projetos em Antofagasta até 2030. Essa carga adicional atingiria 1 GW em 2057 .
A combinação dessas fontes de energia modificará o perfil da demanda regional. Não se tratará mais simplesmente de integrar grandes volumes de energia renovável, mas de garantir o fornecimento contínuo para atividades com altos fatores de carga e menores margens de interrupção.
O plano estima que pelo menos 83% da geração anual de energia do país será proveniente de fontes solares e eólicas até 2057. Isso exigirá uma estreita coordenação entre nova capacidade instalada, armazenamento de longa duração, transmissão e sistemas de reserva operacional.
O Relatório Preliminar permanecerá aberto para comentários do Cadastro de Partes Interessadas até 24 de agosto de 2026. Posteriormente, o Ministério da Energia publicará o Relatório Final, receberá novos comentários e prosseguirá com a elaboração do documento final e do Decreto de Planejamento.
Para o mercado, a conclusão é clara: a expansão da energia fotovoltaica no Chile não pode mais ser analisada separadamente dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS ). Baterias com capacidade de seis e oito horas de autonomia serão necessárias para capturar o excedente de energia, reduzir as emissões, substituir a geração térmica e atender à crescente demanda industrial no norte do país.