Il Cile presenta un nuovo sistema di remunerazione per i piccoli parchi solari
Jun 23, 2026
Il governo cileno ha introdotto un cambiamento significativo nello schema di remunerazione per gli impianti fotovoltaici che operano secondo il cosiddetto-schema Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), che supporta impianti solari e altri impianti di energia rinnovabile con capacità fino a 9 MW e fornisce l'accesso a tariffe feed-in stabilizzate.
Le nuove disposizioni definiscono come vengono liquidati i ricavi derivanti da questi progetti, in particolare quelli che incorporano lo stoccaggio dell’energia. Secondo un'analisi della società di consulenza norvegese DNV, le modifiche al Decreto Supremo 88 incorporano formalmente il MEP Balance (Saldo MEP), un meccanismo di regolamento economico associato al Quadro di stabilizzazione dei prezzi.
In precedenza, gli impianti PMGD venivano compensati in base al prezzo stabilizzato o al costo marginale. Nell’ambito del nuovo quadro, la stabilizzazione dei prezzi rimane in vigore, ma i calcoli delle entrate si basano ora su un prezzo di riferimento dell’energia adeguato dal saldo MEP. DNV sottolinea che questo cambiamento rappresenta più di un semplice aggiornamento dei prezzi; altera sostanzialmente il modo in cui i ricavi del progetto vengono realizzati e gestiti.
Il Bilancio MEP è progettato per catturare la differenza tra la valutazione energetica nell’ambito del meccanismo di stabilizzazione e i costi effettivi del sistema. Viene calcolato mensilmente come saldo tra l'energia valutata nell'intervallo-e il costo marginale, tenendo conto sia delle immissioni che dei prelievi di energia associati ai sistemi di accumulo. DNV sottolinea che il calcolo viene effettuato utilizzando l'effettiva granularità di liquidazione del sistema, che attualmente è basata su intervalli di 15 minuti.
Secondo DNV, il meccanismo introduce una nuova fonte di esposizione finanziaria futura per i proprietari dei progetti. Il Saldo MEP viene corrisposto mensilmente pro-in base ai prelievi di sistema e dovrà successivamente essere rimborsato da ciascun gestore dell'impianto PMGD-sempre pro-quota-nell'anno successivo. Questi rimborsi sono indicizzati all'inflazione, mentre l'operatore di rete cileno Coordinador Eléctrico Nacional è responsabile della supervisione della conformità e dell'amministrazione del processo di risoluzione.
La riforma cambia anche il modo in cui gli operatori degli impianti PMGD interagiscono con il sistema energetico. A seguito delle modifiche al Decreto Supremo 125, il Coordinador Eléctrico Nacional può applicare riduzioni pro-rata basate su criteri economici, inclusa la riduzione, e può limitare le iniezioni a causa di congestione temporanea o strutturale della trasmissione. Inoltre, ora sono tenuti a presentare previsioni sia per le iniezioni di generazione che per le operazioni di stoccaggio.
Relativamente allo stoccaggio, DNV evidenzia che i prelievi per la ricarica delle batterie sono inclusi nel calcolo del Bilancio MEP. Tuttavia, avverte che le risorse di archiviazione competono con la domanda di priorità di ritiro, creando un ulteriore livello di rischio operativo e finanziario per i progetti ibridi e-dotati di batterie. Questi rischi sono particolarmente rilevanti in un mercato in cui la congestione e la riduzione della rete influenzano sempre più i ricavi delle energie rinnovabili.
La conclusione principale di DNV è che, una volta esclusi gli effetti del tempo-valore dei flussi di cassa, il profilo di remunerazione risultante assomiglia molto all'esposizione al mercato spot. Di conseguenza, i rischi principali si spostano dalla stabilizzazione dei prezzi in sé alla tempistica degli incassi e dei rimborsi, all’interazione con la rete e alla potenziale riduzione delle iniezioni di energia.
Per gli sviluppatori PMGD, il nuovo quadro richiede la modellazione non solo del prezzo stabilizzato ma anche dei saldi di liquidazione, dei programmi di rimborso, degli aggiustamenti dell'inflazione, delle operazioni di stoccaggio e dei rischi-correlati alla congestione. In pratica, la bancabilità dei progetti dipenderà sempre più dalla capacità di prevedere la performance operativa e di quantificare le implicazioni finanziarie del nuovo regime di regolamento.
