Chile
Coluna do Convidado

PPAs para usuários finais no Chile no centro das atenções

Bnamericas Publicado: quarta-feira, 26 outubro, 2022
PPAs para usuários finais no Chile no centro das atenções

Por Juan Pablo Tapia Rojas, Consultor Sênior de Energia, Broker & Trader Energy Chile.
www.btenergy.cl 

No Chile, desde de 2016, o mercado de PPAs (contratos de compra de energia), e particularmente no que diz respeito aos clientes não regulados, vem gerando um sólido interesse, que envolveu duas mudanças relevantes na composição da demanda de eletricidade (tanto para clientes regulados quanto não regulados).

Em primeiro lugar, a regulamentação da eletricidade permite que os clientes que cumpram os aspectos estabelecidos na Lei Geral dos Serviços Elétricos (Art. 147 bis) migrem de tarifas reguladas para não reguladas e, assim, possam ter acesso a preços mais competitivos, em consequência dos baixos preços concedidos e oferecidos pelas geradoras (fornecedores) nos leilões de fornecimento realizados de 2016 a 2021, cujos preços médios oscilaram entre US$ 47,5/MWh (Leilão 2015/01: 11.300 GWh/ano), US$ 32,5/MWh (Leilão 2017/01: 2.000 GWh/ano) e US$ 27,4/MWh (Leilão 2021/01: 2.200 GWh/ano). Em todos esses leilões, 100% da eletricidade ofertada foi arrematada.

Em 2022 (Leilão 2022/01), o mercado de energia elétrica registrou um preço médio de US$ 37,72/MWh, o que representa um aumento de 37,7% em relação ao Leilão 2021/01 e de 16,1% em comparação com o Leilão 2017/01. Apenas 16,4% da energia total ofertada (5.250 GWh/ano) foi concedida. As causas atribuídas derivam principalmente do fato do preço de reserva (teto) ter ficado bem abaixo dos preços oferecidos pelos 15 licitantes, que aparentemente consideram variáveis relevantes como projeção de cenários com hidrologia seca (P95), congestionamento no sistema de transmissão nacional, preços elevados dos combustíveis fósseis (carvão, gás natural e diesel) e alta nos custos sistêmicos ligados principalmente à prestação de serviços complementares e derrapagens de custos técnicos mínimos, dos quais estes e outros não podem ser transferidos para a demanda regulada.

No dia 17 de outubro, a Comissão Nacional de Energia (CNE) divulgou quais seriam os próximos leilões para fornecimento a clientes sujeitos aos preços regulados. Em 2023, blocos de energia de 1.700 GWh/ano e 3.500 GWh/ano, com início de fornecimento nos anos de 2027 e 2028, respectivamente, deverão ser leiloados.

Sem dúvidas, todos os olhos estarão voltados para este novo leilão liderado pela CNE, em termos de sucesso da concessão e do preço médio esperado da energia, que fará parte do preço ponderado repassado aos clientes regulados, em virtude da entrada desses contratos em vigor.

Por outro lado, vale notar que os prazos mais comuns para PPAs assinados por clientes não regulados cuja potência conectada oscila entre 500 kW e 5.000 kW são bastante limitados, de quatro a seis anos. Consequentemente, durante o ano vigente e pelo menos até 2024, estima-se que a tendência de oferta de contratos de fornecimento por geradoras e comercializadoras de energia incorpore os riscos que foram surgindo, em especial durante os anos de 2021 e 2022 (até setembro), onde ficou confirmado que não são eventos isolados ou pontuais, mas sim derivados de múltiplos fatores ou externalidades, nacionais e internacionais. A tudo isso somam-se maiores custos de desenvolvimento de tecnologias de geração renovável que são projetadas em nossa matriz energética no médio e longo prazo.

Concluindo, todos esses fatores podem envolver alterações relevantes na estratégia de fornecimento de eletricidade, como, por exemplo: a) preços de oferta diferenciados por bloco horário de fornecimento (como leilões para clientes regulados); b) preços de energia fixos em relação aos preços praticados em leilões para clientes não regulados em 2020-2021, desde que haja interesse por parte das empresas de geração (mercado voluntário). Caso contrário, há uma grande probabilidade de que os clientes livres voltem a fazer parte da demanda regulada.

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