Com 5.130 MW de armazenamento em baterias em construção e outros 3.125 MW já operacionais , o Chile enfrenta o desafio de integrar uma capacidade de armazenamento crescente. Nesse contexto, Ramón Castañeda , diretor executivo da Coordenadora Nacional de Energia Elétrica (CEN), levantou uma questão que vai além do despacho atual: como a contribuição desses ativos evoluirá à medida que novos projetos entrarem em operação?
“Pode chegar um momento em que essa possibilidade, ou esse benefício, também comece a saturar, comece a parar de aumentar”, alertou ele durante sua participação na Future Energy Summit (FES) Chile 2026 , referindo-se à capacidade dos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) de recuperar a geração renovável que, de outra forma, seria injetada na rede elétrica.
O executivo explicou que o ritmo de expansão observado no último ano poderá continuar por mais 12 a 18 meses , com base no portfólio de infraestrutura planejado. Essa perspectiva apresenta desafios imediatos para a gestão do Sistema Elétrico Nacional (SEN).
“A curto prazo, estamos focados na operação, em torná-la cada vez mais integrada”, disse ele.
Segundo as estatísticas mais recentes da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (ACERA), no final de setembro de 2016, o país também contava com 3.017 MW e 13.735 MWh de baterias em fase de testes . Em termos de capacidade energética, os sistemas operacionais atingiram 13.555 MWh, enquanto os projetos em construção totalizaram 22.123 MWh.
A adição dessas instalações coincide com uma redução nos cortes de energia renovável. Entre janeiro e setembro, as reduções na geração de energia solar e eólica totalizaram 3.546 GWh, 4,6% a menos do que no mesmo período de 2025 , segundo a ACERA. No entanto, essa tendência não pode ser atribuída exclusivamente à tecnologia de armazenamento de energia em baterias (BESS), já que as condições de geração, transmissão e demanda também desempenham um papel importante.
Castañeda destacou que um dos primeiros resultados da incorporação desse equipamento foi o aproveitamento da eletricidade que antes era desperdiçada, algo que já está sendo observado nas curvas de despacho diário.
No entanto, ele explicou que, à medida que o volume de energia deslocada para outros horários aumenta, a margem para continuar a obter benefícios adicionais por meio desse mecanismo pode ser reduzida.
O alerta não implica que as baterias perderão sua utilidade , mas sim que a recuperação do excedente de energia poderá não ser mais suficiente para compensar integralmente sua contribuição econômica e operacional. Consequentemente, outros benefícios se tornariam mais importantes para sustentar as perspectivas dos projetos.
O presidente do CEN apontou para a experiência internacional para explicar como o modelo de negócio de armazenamento poderia evoluir nesse cenário.
"Também está começando a incorporar outros tipos de receita para esses ativos, como serviços complementares", observou ele, referindo-se a serviços que contribuem para a segurança e estabilidade do sistema elétrico.
“Do ponto de vista das ofertas aos clientes, essa hibridização ou combinação de baterias com ativos renováveis variáveis também está começando a surgir”, acrescentou. Essa combinação permite o suporte a contratos de fornecimento e facilita o financiamento de projetos, reduzindo sua dependência das receitas associadas à geração por hora.
A transmissão também incorpora novas soluções.
Para além das suas aplicações comerciais, o armazenamento de energia está a adquirir um papel no planeamento da infraestrutura elétrica, particularmente em áreas onde existem restrições ao transporte de energia.
“Na prática, isso já está acontecendo”, afirmou Castañeda ao ser questionado sobre a possibilidade de considerar as baterias como uma alternativa a certas obras de transmissão, e não apenas como um complemento.
Como exemplo, ele mencionou as limitações existentes ao sul de Valdivia, onde a Comissão Nacional de Energia (CNE) estudou projetos que incorporam esses sistemas para apoiar as instalações disponíveis.
Um dos antecedentes é a proposta preliminar de Obras Necessárias e Urgentes publicada em 7 de outubro, que inclui um sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) de 200 MW e 400 MWh na subestação de Tineo , destinada a reforçar a segurança e a confiabilidade do fornecimento ao sul da subestação de Cautín.
O portfólio inclui ainda o aumento da capacidade da linha Lastarria–Loncoche de 2x66 kV. Ambos os projetos representam um investimento de referência combinado de USD 77,1 milhões , ao abrigo de um mecanismo que visa acelerar as soluções para necessidades que não podem esperar pelos prazos de planeamento habituais.
“Com certeza veremos mais disso no futuro”, previu o CEO, mencionando também as possibilidades oferecidas pela inteligência artificial e pelas chamadas tecnologias de aprimoramento da rede para otimizar os fluxos das linhas existentes.
No entanto, ele esclareceu que essas alternativas devem ser avaliadas sob um critério de neutralidade tecnológica, considerando tanto as necessidades futuras de fornecimento quanto os padrões de continuidade exigidos do sistema.
“Em vez de nos concentrarmos em uma única tecnologia, porque pode parecer que estamos escolhendo, precisamos ter uma perspectiva neutra”, disse ele.
Nesse sentido, ele indicou que o Coordenador está trabalhando para expandir suas capacidades analíticas a fim de incorporar um número maior de cenários dentro dos prazos disponíveis.
“Esperamos que no próximo ano isso comece a nos proporcionar capacidades adicionais além daquelas que tradicionalmente tínhamos”, afirmou ele.
Assim, 2027 surge como um horizonte para o aperfeiçoamento dos mecanismos de planeamento e operação , em paralelo com a incorporação de novas instalações que exigirão a utilização de baterias não só para substituir os excedentes de energias renováveis, mas também para prestar outros serviços e reforçar a infraestrutura elétrica.
Por Emilia Lardizabal
Por Energía Estratégica
Por Ailén Pedrotti
