Chile pierde miles de GWh anuales de generación renovable por falta de capacidad del sistema para absorberla, con niveles que en casos puntuales alcanzan hasta el 50%. Este escenario refleja un sistema que creció en generación, pero no en transmisión, demanda ni flexibilidad.
“Si se compara la demanda de energía eléctrica, tenemos un promedio de curtailment de 10-11%, pero hay situaciones y proyectos que tienen hasta 50%; de modo que ya tenemos casi 6300 GWh / año de vertimientos ERNC”, afirmó la directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Ana Lía Rojas, ante los micrófonos del streaming “Se tenía que decir y se dijo”.
El desbalance es operativo y estructural: durante el día el sistema se satura de energía limpia, pero en la noche depende de generación térmica, lo que significa “día descarbonizado, noche carbonizada”, evidenciando una ineficiencia crítica.
“Los vertimientos no son una ‘falla’ de las energías renovables. Son una señal económica y operacional de que el sistema eléctrico no está creciendo a las mismas velocidades”, explicó la especialista.
El fenómeno además es territorial y estacional. Las regiones de Antofagasta (casi 650 GWh) y Atacama (450 GWh) concentran los excedentes, mientras que los recortes se intensifican en meses de alta radiación solar.
En este contexto, las baterías ya dejaron de ser una promesa y comienzan a tener impacto directo en la operación del sistema, a tal punto que con 1,6 GW operativos hacia fines de 2025, permitieron “reducir cerca de un 10% de los recortes proyectados”, según datos de ACERA.
Y a día de hoy ya se instalaron cerca de 2 GW BESS, con una duración promedio de 4,5 horas. Además, en pruebas hay 1,8 GW - 7,1 GWh y otros 6,3 GW - 29 GWh en construcción de baterías.
Mientras que en procesos aprobados ambientalmente hay 16 GW BESS y 12,6 GW en distintas fases de calificación ambiental, la mayor parte hibridizando proyectos solares (13890 MW entre ambos registros) y también eólicos (1649 MW BESS entre aprobados y en calificación).
“La capacidad de absorción de baterías será muy importante para reducir los vertimientos en 10-15%; aunque aún queda mucho espacio para gestionar vertimientos no sólo con baterías. Sin embargo, no se soluciona sólo con storage , sino también con estímulo de la demanda eléctrica, entre otros puntos”, aclaró Ana Lía Rojas.
¿De qué dependerá la puesta en marcha de los proyectos BESS aprobados y en calificación? De la bancabilidad y los ingresos provenientes del arbitraje en el mercado de energía, el cual bajo la mirada de la entrevistada, disminuirá en la medida que más unidades de se incorporen en los mismos nodos.
“Por lo tanto, ojo con el riesgo de canibalizar el mercado y que, por tantas baterías que se instalen en un mismo nodo, se afecte la sostenibilidad de los proyectos que se evaluaron de forma individual y vieron el efecto sistémico”, alertó.
Nuevos mercados: el verdadero valor del almacenamiento
Por ese mismo motivo, la directora ejecutiva de ACERA planteó que el límite del arbitraje obliga a redefinir el rol del storage en el sistema eléctrico y recomendó buscar otros mercados donde las baterías sean remuneradas, incluyendo aporte de suficiencia y servicios complementarios.
“En el primero de los casos estamos en una discusión incipiente porque no estamos debatiendo cómo se remuneran las unidades que aportan la suficiencia del sistema pero que además sean descarbonizadas y limpias”, subrayó Rojas.
“Mientras que para el mercado de servicios complementarios, ya vemos participación solar y eólica sobre todo en control de frecuencia secundaria y terciaria. Y en los primeros meses del 2026 vemos participación de baterías”, agregó.