O Chile deu um passo fundamental para regulamentar o crescimento de projetos de energia renovável de pequena escala e sua integração com sistemas de armazenamento. Por meio do Decreto nº 1/2026, publicado no Diário Oficial, o Ministério de Energia alterou o Decreto Supremo nº 88 de 2019, que regulamenta as Pequenas Unidades de Geração Distribuída (PMGD) e outras instalações de geração de pequena escala.
A atualização regulamentar altera o âmbito da regulamentação: já não se limita aos meios de geração, mas agora regula os "sistemas de geração e armazenamento de pequena escala", na categoria de MGPE (Micro, Micro, Pequenas e Médias Empresas).
Na prática, isso possibilita a incorporação de baterias em projetos conectados ao Sistema Elétrico Nacional com excedentes de energia iguais ou inferiores a 9 MW.
Marcela Puntí , Diretora de Assuntos Corporativos da Associação Chilena de Energia Solar (ACESOL), resumiu um dos principais aspectos do decreto: “Ele permite formalmente a incorporação de sistemas de armazenamento nesse segmento”.
A medida surge em um momento de forte expansão da geração distribuída no Chile. De acordo com o último relatório elaborado pela Independent Energy Generators (GIE) e pela Systep, as PMGDs injetaram 706 GWh no Sistema Elétrico Nacional durante março de 2026, representando um crescimento anual de 14,4%.
Os projetos de geração distribuída de pequena escala (PMGDs, na sigla em inglês) já representam quase 10% da geração de eletricidade no Chile.
O peso dos projetos de pequena escala no sistema elétrico chileno deixou de ser marginal.
O relatório da GIE e da Systep mostrou que a geração combinada da PMGD e da PMG atingiu 12,6% da geração total do sistema durante o mês de março.
Desse total, 9,6% corresponderam a PMGD e 3% a pequenas centrais de geração de energia (PMG).
A geração líquida total no sistema atingiu 7.388 GWh em março, representando um aumento de 2,9% em relação ao ano anterior. Nesse contexto, os projetos de geração distribuída de pequena escala (PMGD) mantiveram um crescimento de dois dígitos em comparação com o mesmo mês de 2025, embora tenham registrado uma ligeira queda mensal de 1,4% em relação a fevereiro.
Entretanto, a PMG atingiu 218 GWh em março, com um aumento mensal de 19,7% e um aumento de 100% em comparação com março de 2025.
Esses dados ajudam a compreender a importância da nova regulamentação: o regime para projetos de até 9 MW já representa uma parcela significativa da matriz elétrica chilena e, portanto, seus sinais de preço, conexão e operação têm um impacto sistêmico.
A energia solar domina o segmento de pequena escala.
A tecnologia fotovoltaica continua sendo a principal fonte de geração no universo PMGD.
Segundo o relatório, as usinas solares PMGD contribuíram com 629,8 GWh em março, enquanto as usinas solares PMG geraram 150,7 GWh.
Atualmente, a capacidade instalada da PMGD atinge 3.523 MW, enquanto as PMGs totalizam 402 MW em todo o país.
As regiões com maior contribuição na geração de PMGD foram O'Higgins, Metropolitana, Maule, Valparaíso, Coquimbo, Ñuble e Biobío. Já para o PMG, os maiores volumes vieram de Atacama e Maule.
Essa predominância da energia solar explica, em parte, a necessidade de atualização do marco regulatório. A alta concentração de geração fotovoltaica em determinados horários do dia pressiona a rede elétrica, gera congestionamento e torna a incorporação de sistemas de armazenamento de energia mais relevante para substituir energia, melhorar os perfis de injeção e proporcionar flexibilidade ao sistema.
O que muda com o novo decreto?
O Decreto nº 1/2026 incorpora formalmente os sistemas de armazenamento de energia à regulamentação de pequena escala. Isso significa que os projetos podem combinar geração e baterias, mas sob novas regras de conexão, operação, medição e coordenação.
A regulamentação estipula que os proprietários ou operadores de MGPE (Usinas Termelétricas Metropolitanas) sincronizadas com o sistema terão o direito de vender a energia que distribuem ao custo marginal instantâneo ou acessar o mecanismo de estabilização de preços. Eles também terão o direito de vender seu excedente de energia ao preço de energia do nó.
A principal mudança é que a regulamentação abrange não apenas as injeções de energia, mas também as retiradas para carregamento e armazenamento. Em outras palavras, reconhece que uma bateria associada a um PMGD (Pequeno Projeto de Geração Distribuída) pode retirar energia da rede para carregamento e, em seguida, injetá-la de volta na rede, sempre sob as condições técnicas e econômicas definidas pela regulamentação.
Requisitos para incorporar armazenamento
A incorporação de armazenamento não será automática. O decreto determina que os regulamentos técnicos devem estabelecer requisitos e condições para as PMGDs em operação, com um Relatório de Critérios de Conexão (ICC) válido ou com uma Solicitação de Conexão à Rede (SCR) declarada admissível, que desejem adicionar baterias.
Entre os aspectos que precisarão ser definidos estão os estudos que os projetos deverão elaborar, as condições de acesso a um procedimento simplificado, quando aplicável, e os requisitos mínimos para a realização de retiradas da rede destinadas ao carregamento do sistema de armazenamento.
Isso significa que os projetos de geração distribuída (PMGDs) existentes que desejam adicionar baterias precisarão revisar suas condições de conexão e operação. A distribuidora de energia desempenhará um papel fundamental na avaliação do impacto na rede e na coordenação da retirada de energia das baterias para recarga.
Medição e monitoramento: três fluxos que devem ser diferenciados
Um dos pontos técnicos mais relevantes do decreto é a exigência de separar claramente os diferentes usos da energia.
O regulamento determina que devem ser estabelecidos sistemas de medição, monitorização e controlo para diferenciar: as retiradas destinadas ao armazenamento, ao consumo pela própria PMGD e as retiradas associadas aos clientes finais, quando aplicável.
Essa diferenciação é fundamental para evitar a dupla contagem, organizar os balanços de energia e potência e distinguir entre o consumo final e a energia usada para carregar as baterias.
Além disso, o decreto estabelece que os custos associados à operação e ao monitoramento dos PMGDs serão suportados por estes últimos, de acordo com a legislação vigente.
Prioridade para os clientes finais em relação ao carregamento da bateria
O armazenamento está habilitado, mas com uma condição importante: o distribuidor deve priorizar o fornecimento aos clientes finais em relação às retiradas destinadas ao armazenamento de PMGDs.
O objetivo é evitar que o funcionamento da bateria comprometa a segurança, a qualidade ou a continuidade do fornecimento de eletricidade. Em outras palavras, o armazenamento pode consumir energia da rede, mas não em detrimento do fornecimento aos usuários regulamentados ou consumidores finais.
O regulamento estipula ainda que as normas técnicas definirão mecanismos específicos para que o distribuidor aplique essa prioridade nas operações reais.
Projetos com baterias terão maiores requisitos de conexão.
O decreto também modifica o tratamento de projetos de impacto não significativo, categoria que permite acesso a um processo de conexão mais célere.
Para se qualificar nesta categoria, a PMGD deve atender a certos requisitos de capacidade instalada e de capacidade de injeção. Além disso, o regulamento acrescenta uma condição fundamental: não pode captar água para armazenamento.
Isso significa que os projetos que incorporam baterias com retirada da rede elétrica estarão sujeitos a uma avaliação mais rigorosa, uma vez que sua operação pode gerar impactos adicionais na rede de distribuição.
Novo esquema de preços: do preço estabilizado ao PBE por intervalo de tempo
A mudança mais significativa para o modelo de negócios da PMGD reside na remuneração.
O decreto substitui o regime tradicional de preços estabilizados por um mecanismo baseado no Preço Básico de Energia (PBE) por intervalo de tempo. Nesse regime, as injeções de grandes produtores hidrelétricos (MGPE) abrangidas pelo mecanismo de estabilização serão valorizadas segundo preços diferenciados para blocos ou intervalos de tempo.
A lógica é fornecer sinais econômicos mais alinhados com o valor real da energia em qualquer horário do dia. Em sistemas com alta penetração solar, a energia injetada ao meio-dia não tem o mesmo valor que a energia fornecida durante os picos de demanda ou períodos de menor disponibilidade de energia renovável.
Para projetos com armazenamento de energia, esse sinal é especialmente relevante, pois as baterias podem permitir que a energia seja transferida para momentos de maior valor sistêmico.
Como funcionará o Equilíbrio do Parlamento Europeu
O decreto introduz o Saldo MEP como uma conta mensal determinada pelo Coordenador Nacional de Energia Elétrica.
Esse saldo é calculado a partir da diferença entre duas avaliações: por um lado, as injeções e retiradas avaliadas ao Preço Básico da Energia por intervalo de tempo; por outro lado, essas mesmas operações avaliadas ao custo marginal correspondente.
No caso do armazenamento, o Coordenador deve também incorporar as diferenças entre a valoração das retiradas para carregamento de baterias no PBE por intervalo de tempo e o respectivo custo marginal.
O saldo do MEP será alocado proporcionalmente ao consumo de energia da rede elétrica. Para o seu reembolso, o saldo anual acumulado será dividido em doze parcelas, que serão incluídas nos saldos mensais do ano seguinte, ajustadas de acordo com a variação do Índice de Preços ao Consumidor.
Retiradas para armazenamento não serão consideradas consumo final.
Outro ponto relevante é que a energia consumida destinada ao processo de armazenamento do PMGD não estará sujeita às tarifas cobradas dos clientes finais.
A distinção é importante: a energia usada para carregar uma bateria não será tratada como consumo final tradicional, mas como parte do ciclo operacional de um ativo que pode reinjetar energia no sistema.
Isso melhora a viabilidade do armazenamento associado ao PMGD e impede que as baterias sejam submetidas a cargas que possam distorcer seu funcionamento dentro do sistema elétrico.
Escolha do regime: mecanismo de custo marginal ou mecanismo de estabilização
Os proprietários ou operadores de MGPE terão de escolher entre duas alternativas: vender a sua energia ao custo marginal instantâneo ou tirar partido do mecanismo de estabilização de preços.
A opção deve ser comunicada ao Coordenador após a declaração de início da construção do projeto e, no mínimo, um mês antes do início das operações. Caso o proprietário do projeto não comunique sua escolha, as injeções e retiradas de capital serão avaliadas ao custo marginal durante o período mínimo de detenção.
O período mínimo para cada regime será de um ano. Para alterar o regime, o proprietário ou operador deverá notificar com pelo menos seis meses de antecedência.
Regime transitório e definições pendentes
O decreto inclui um regime transitório para projetos que já haviam optado pelo regime existente. Segundo Puntí, esse regime permanece em vigor até julho de 2034 para aqueles que já aderiram a ele.
Além disso, o regulamento instrui a Superintendência de Eletricidade e Combustíveis (SEC) a solicitar, no prazo de 90 dias, uma decisão do Tribunal de Defesa da Livre Concorrência (TDLC) sobre o regime tarifário aplicável a determinadas atividades relacionadas com a ligação e o funcionamento da PMGD.
Isso significa que, embora o decreto já estabeleça uma nova direção regulatória, ainda haverá definições complementares em normas técnicas, procedimentos de distribuição e pronunciamentos regulatórios.
O armazenamento em escala de serviços públicos também está se acelerando no Chile.
A regulamentação de projetos de até 9 MW está ocorrendo em paralelo com uma expansão acelerada do armazenamento em larga escala no Chile.
Segundo dados da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento de Energia (ACERA), em maio, a tecnologia de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) contava com 1.691 MW e 6.964 MWh em operação. A isso, somam-se 1.832 MW e 7.102 MWh em fase de testes e 6.385 MW e 29.018 MWh em construção.
A carteira de projetos continua a crescer: os projetos de armazenamento de energia em baterias (BESS) aprovados atingem 15.460 MW, enquanto outros 12.624 MW estão em processo de qualificação.
A maior parte da capacidade em desenvolvimento corresponde a configurações híbridas de energia solar fotovoltaica. De acordo com a ACERA, os projetos híbridos de energia solar fotovoltaica com sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) representam 1.190 MW e 5.173 MWh em operação, 1.084 MW e 4.190 MWh em fase de testes e 5.185 MW e 23.604 MWh em construção. Além disso, possuem 8.342 MW aprovados e 5.548 MW em processo de qualificação.
Os sistemas autônomos também estão progredindo, com 369 MW e 1.396 MWh em operação, 748 MW e 2.912 MWh em fase de testes e 698 MW e 3.325 MWh em construção. No futuro, os projetos autônomos totalizam 6.237 MW aprovados e 4.625 MW em processo de qualificação.
O panorama do mercado mostra que o armazenamento deixou de ser uma tecnologia emergente no Chile e se tornou uma infraestrutura em plena expansão, tanto em projetos autônomos quanto naqueles associados à geração de energia solar, eólica e hidrelétrica.
De PMGD à escala de serviços públicos: o mesmo sinal regulatório
Os dados permitem interpretar a reforma da DS 88 dentro de uma tendência mais ampla: o Chile está regulamentando o armazenamento em diferentes escalas do sistema.
Por um lado, o segmento de grande escala está avançando com milhares de MW em operação, testes, construção e licenciamento. Por outro lado, o novo decreto rebaixa a discussão para o nível de projetos de energia renovável de até 9 MW, onde os sistemas fotovoltaicos de geração distribuída (PMGDs) têm uma presença crescente na geração nacional.
A conexão entre esses dois mundos é relevante. Enquanto os grandes sistemas BESS visam fornecer serviços como deslocamento temporal, backup, gerenciamento de congestionamento e outros, os sistemas PMGD com armazenamento poderiam desempenhar funções semelhantes em redes de distribuição, mas sob uma abordagem mais descentralizada.
Nesse sentido, a reforma busca impedir que a incorporação de baterias em pequenos projetos ocorra sem regras claras sobre conexão, remoção, medição, remuneração e coordenação com os distribuidores.
Outro sinal da semana: o Chile retoma as PPPs de longo prazo.
A atualização do DS 88 não foi o único sinal relevante para o mercado chileno de veículos elétricos durante a semana.
Em paralelo, a Comissão Nacional de Energia (CNE) publicou os termos preliminares do Concurso de Fornecimento 2026/01, através do qual se prevê leiloar 2.835 GWh/ano para suprir a demanda dos clientes regulados entre 2029 e 2030.
O processo marca o retorno de contratos de longo prazo, com duração de 15 anos, após a licitação 2025/01 ter previsto PPAs de apenas quatro anos.
A chamada será dividida em dois blocos: o Bloco 1 contempla 1.575 GWh/ano, com fornecimento a partir de janeiro de 2029 e válido até dezembro de 2043; enquanto o Bloco 2 considera 1.260 GWh/ano, de janeiro de 2030 até dezembro de 2044.
A licitação também inclui, mais uma vez, a segmentação em três blocos temporais e quatro zonas regionais. A Zona 1 abrange o norte do país; a Zona 2 engloba grande parte da zona central, incluindo o consumo da Enel e da Chilquinta; a Zona 3 corresponde à região centro-sul; e a Zona 4 inclui o extremo sul.
Em termos de volume, a maior parte da energia licitada estará concentrada na Zona 2. Serão licitados 1.000 GWh para o Bloco 1 nessa zona, enquanto serão necessários 799 GWh para o Bloco 2. Em contrapartida, a Zona 1 deverá necessitar de 146 GWh e 117 GWh, respectivamente.
O edital formal de licitação será publicado em 1º de julho. A apresentação e abertura das propostas técnicas e administrativas está prevista para 4 de dezembro de 2026, enquanto a abertura das propostas financeiras ocorrerá em 5 de janeiro de 2027, salvo se uma segunda etapa for necessária. O contrato será adjudicado em 13 de janeiro de 2027.
Sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) como backup válido: a nova ligação entre licitações, PMGD e armazenamento.
O Concurso de Fornecimento 2026/01 também reforça o papel que o armazenamento começará a desempenhar no sistema elétrico chileno.
Segundo a CNE, o processo visa suprir a demanda não atendida de licitações anteriores e garantir o fornecimento a longo prazo para os clientes regulados. As projeções incluídas nos documentos da licitação alertam que, sem novos contratos, a lacuna de fornecimento poderá ultrapassar 26.000 GWh até 2037.
Um dos pontos mais importantes é que os projetos contemplados devem ter um sistema de reserva para o fornecimento garantido, com fontes de energia ou combustíveis primários que não sejam carvão, coque de petróleo, óleo diesel ou óleo combustível nº 6. Sob essa premissa, os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) serão considerados ativos de reserva válidos.
No caso de usinas hidrelétricas, os termos e condições exigirão a consideração da geração esperada em condições de seca, utilizando como referência um ano com estatísticas hidrológicas próximas a 90% de probabilidade de excedência. Para energias renováveis não convencionais, também deverá ser considerado um cenário com 90% de probabilidade de excedência na produção de energia esperada.
Entretanto, as estimativas de injeções provenientes de sistemas de baterias devem considerar um único ciclo diário de carga e descarga.
Este ponto está diretamente ligado à reforma do Decreto 88. Por um lado, o decreto define como projetos de energia renovável de até 9 MW podem incorporar armazenamento, captar energia para carregar baterias, mensurar esses fluxos e receber compensação pelas injeções de energia. Por outro lado, a nova licitação reconhece os Sistemas de Armazenamento de Energia em Baterias (BESS) como ativos capazes de suportar compromissos de fornecimento de longo prazo.
Assim, o Chile avança em duas frentes simultâneas: regulamenta o armazenamento distribuído associado a pequenos projetos e, ao mesmo tempo, reabre espaço para contratos de longo prazo, nos quais as baterias podem desempenhar um papel fundamental na firmeza, na gestão do tempo e na segurança do abastecimento.
Uma nova etapa para o PMGD no Chile
A reforma do DS 88 marca uma nova etapa para projetos de energias renováveis de pequena escala no Chile.
Por um lado, reconhece que as PMGDs já são intervenientes relevantes na geração nacional de eletricidade, com mais de 3,5 GW instalados e uma participação próxima de 10% da geração mensal do sistema.
Por outro lado, introduz regras para que o armazenamento possa ser integrado de forma mais ordenada, com requisitos mais específicos para conexão, medição, monitoramento, coordenação com distribuidores e sinais de preço.
Ao mesmo tempo, a nova licitação de fornecimento mostra que o sistema chileno volta a exigir contratos de longo prazo para atender à demanda regulada, sendo o armazenamento considerado um ativo de reserva válido.
E, em termos de escala de serviços públicos, o portfólio analisado confirma que o Chile já possui milhares de MW de baterias em operação, teste, construção e processamento, o que reforça a natureza estratégica do armazenamento dentro da transição energética local.
O desafio agora reside na implementação. A regulamentação abre caminho para novos modelos de negócio que utilizam baterias, mas também exige maior sofisticação técnica e regulatória para projetos que, até então, haviam se desenvolvido sob um esquema mais simples de geração e injeção.
Em resumo, o Chile está começando a redefinir o papel dos PMGDs: de projetos de energia renovável de pequena escala, focados principalmente na injeção de energia, para ativos capazes de fornecer flexibilidade, armazenamento e gestão operacional dentro de um sistema elétrico cada vez mais renovável.