Chile ya ingresó operativamente en la era del anytime solar y se ubicó prácticamente a la par de Bulgaria entre los mercados que más rápido están desplazando la generación fotovoltaica hacia horas sin sol. Según el último reporte de Ember, durante 2025 incorporó baterías equivalentes al 76% de su nueva generación solar diaria, frente al 77% registrado por el país europeo.
El avance ya modificó el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En julio de 2026, las baterías cargaron en promedio hasta 2200 MW al mediodía y descargaron hasta 1750 MW alrededor de las 20 horas, con inyección continua entre las 17 y las siete de la mañana siguiente.
“El desplazamiento temporal de la energía solar ya no es una promesa de presentación: es lo que ocurre todos los días”, manifestó Carlos Suazo, fundador de SPEC y Galilei Energy. La inyección de los sistemas BESS creció 170% en doce meses, desde 168 GWh en julio de 2025 hasta 454 GWh en el mismo mes de 2026, mientras el número de plantas que entregaron energía al sistema pasó de 28 a 59.
El desempeño chileno se inscribe en una transformación internacional impulsada por la caída de costos, el aumento de la generación fotovoltaica y la necesidad de contar con recursos capaces de trasladar electricidad hacia bloques horarios de mayor valor.
Australia aparece inmediatamente después de Bulgaria y Chile entre los mercados destacados por Ember, con baterías incorporadas durante 2025 equivalentes al 60% de su nueva generación solar diaria. Estados Unidos añadió alrededor de 58 GWh, suficientes para trasladar aproximadamente una cuarta parte de su nueva producción fotovoltaica.
La Unión Europea, en tanto, incorporó cerca de 27 GWh de almacenamiento durante 2025, volumen equivalente a aproximadamente el 16% de la nueva generación solar diaria. China representa otro escenario: pese a liderar el mercado global por capacidad instalada, sus sistemas stand alone registraron un promedio de 299 ciclos durante 2025, frente a una referencia internacional cercana a 350.
Baterías contienen el vertimiento y cambian el mapa solar chileno
Uno de los efectos más visibles del crecimiento del storage aparece en los vertimientos solares. Durante el primer semestre de 2025, cerca del 24% de la energía fotovoltaica disponible fue recortada, mientras que en el mismo período de 2026 la proporción descendió al 21%.
El volumen absoluto permaneció prácticamente estable: pasó de alrededor de 2903 GWh a 2853 GWh, pese a que la disponibilidad de energía solar aumentó 16% en el período.
“Las baterías ya están conteniendo el vertimiento, aunque todavía no lo reducen en términos absolutos. Lo que cambió es la proporción”, explicó Suazo.
El impacto también aparece del lado de la demanda. Durante el primer semestre de 2026, los BESS retiraron cerca de 2100 GWh del sistema para cargarse, una magnitud superior a la energía perdida por vertimiento solar en ese mismo período. Así, el almacenamiento pasó a convertirse en uno de los grandes consumidores durante las horas de sobreoferta del mediodía.
Suazo advirtió que la evolución debe analizarse junto con las condiciones particulares del sistema durante 2026. El segundo trimestre estuvo marcado por estrechez de suministro y costos marginales elevados, mientras parte de la caída observada en junio y julio estuvo vinculada con una menor producción solar por las condiciones meteorológicas del país.
La evolución geográfica muestra otro cambio relevante. Antofagasta redujo sus vertimientos 14% y Tarapacá 32%, precisamente en zonas donde se concentra buena parte del almacenamiento instalado.
El movimiento fue inverso en otras regiones: Valparaíso incrementó sus recortes en un 124%, Maule los multiplicó casi por diez y la Región Metropolitana registró un crecimiento del 12%. Para Suazo, el comportamiento refleja el peso de los proyectos híbridos y la capacidad de las baterías para aliviar el problema en los puntos donde están emplazadas.
El crecimiento proyectado podría profundizar esta tendencia. Actualmente operan alrededor de 3 GW y 13 GWh de almacenamiento y se espera que la potencia se acerque a 10 GW hacia 2027, casi tres veces el volumen actual.
El policy brief elaborado por SPEC también dimensiona la cartera futura: a abril de 2026 existían más de 10 GW de proyectos BESS en distintas etapas activas de despliegue, equivalentes a cerca de 44 GWh de capacidad de almacenamiento. El documento advierte que esa escala ya incide en programación, congestiones, precios y necesidades de flexibilidad del SEN.
Con ese nivel de incorporación, Suazo proyectó que el vertimiento solar del norte podría comenzar a caer en términos absolutos durante los próximos años.
“Hoy operan unos 3 GW y 13 GWh de almacenamiento, y se espera que hacia 2027 el número se empine a 10 GW. El parque prácticamente se triplica, y con ese volumen es razonable esperar que el vertimiento solar del norte no solo se estabilice sino que empiece a caer en términos absolutos”, señaló.
Bulgaria, Chile y la carrera global por trasladar el sol
Bulgaria constituye el benchmark más directo para Chile por la velocidad de incorporación de baterías respecto del crecimiento fotovoltaico. El mercado europeo pasó de contar con una capacidad prácticamente inexistente en 2023 a alrededor de 3 GWh en 2025 y alcanzó 8,6 GWh en mayo de 2026.
La expansión ya modificó su curva diaria. Durante el primer semestre de 2026, la combinación de solar y baterías llegó a cubrir alrededor del 24% de la demanda de Bulgaria entre las 19 y las 21 horas, una franja en la que el aporte fotovoltaico era prácticamente inexistente tres años antes.
Chile sigue la misma trayectoria. Las baterías ya cubrieron más del 10% de la demanda eléctrica nacional entre las 19 y las 21 horas durante un día promedio del primer semestre de 2026, desde una participación prácticamente nula en 2023.
California ofrece otra referencia operativa: solar y almacenamiento abastecieron más de una cuarta parte de su demanda entre las 19 y las 21 horas durante un día promedio del primer semestre de este año.
La expansión global también muestra que el volumen instalado por sí solo no garantiza el máximo aprovechamiento de los activos. El caso chino expone la importancia de las señales regulatorias, la operación y el diseño de mercado para determinar cuánto ciclan las baterías y qué valor aportan al sistema.
Ese punto adquiere especial relevancia para Chile, donde la tecnología ya alcanzó escala sistémica y el próximo desafío pasa por adaptar la forma en que los BESS son programados, despachados y valorizados.
“Lo que falta es la otra mitad del problema, que es de diseño de mercado más que de fierros”, sostuvo Suazo.
La principal discusión se concentra en la metodología de costo de oportunidad de la energía almacenada. Actualmente, buena parte del despacho sigue vinculada al costo incurrido durante la carga, sin incorporar plenamente el valor que puede tener preservar esa electricidad para otra hora.
El estudio de SPEC diferencia ambos conceptos: el costo de carga representa cuánto costó adquirir la energía almacenada, mientras que el costo de oportunidad mide qué se sacrifica al descargarla ahora en lugar de reservarla para un momento futuro. Para un recurso gestionable y limitado, esta segunda variable resulta determinante para una operación eficiente.
La regulación chilena ya avanzó en esa dirección, aunque su aplicación completa todavía requiere desarrollo metodológico y técnico. SPEC propone acelerar ese proceso mediante una metodología explícita para los BESS, nuevos gatillos de programación intradiaria, mayor trazabilidad de las instrucciones operativas, más granularidad en períodos críticos y una hoja de ruta hacia un despacho multi-intervalo.
“Mientras no exista una regla explícita y publicada, el despacho del almacenamiento depende de criterios que el mercado no puede anticipar del todo, y esa incertidumbre se paga en el costo de financiamiento de cada proyecto”, advirtió Suazo.
La estacionalidad también condiciona los resultados económicos. El mismo parque que capturó 62% del precio del sistema en julio obtuvo apenas 11% en enero, reflejo de las diferencias entre períodos del año y de las limitaciones de los sistemas con aproximadamente cuatro horas de duración para absorber todos los excedentes estivales.
“Por eso yo diría que Chile entró en el anytime solar en la operación, y que está a mitad de camino en el diseño de mercado que lo hace sostenible en el tiempo”, resumió el fundador de SPEC y Galilei Energy.
El próximo cuello de botella ya no es la tecnología
El crecimiento de la capacidad en construcción desplaza progresivamente el foco desde la inversión hacia los procedimientos técnicos, administrativos y regulatorios necesarios para integrar los nuevos proyectos.
Suazo anticipó que las dificultades aumentarán a medida que crezca rápidamente el volumen disponible y la mecánica operacional quede rezagada frente a esa transformación.
“Así, los cuellos de botella hoy son regulatorios y de proceso, no de capital ni de tecnología. El financiamiento existe y los proyectos están; lo que cuesta es cruzar la última milla administrativa”, sostuvo.
Guillermo Vásquez Torres, Business Developer Manager AMER (LATAM Markets) en Wärtsilä Energy Storage, identificó un diagnóstico similar en el documento remitido a Energía Estratégica: “En pocas palabras, la capacidad institucional, regulatoria y de infraestructura de transmisión no ha logrado seguir el ritmo del capital privado”.
Uno de los puntos críticos corresponde a las nuevas exigencias de Grid Forming. El Coordinador informó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) que el procedimiento de verificación estaría implementado hacia noviembre de 2026 y que, hasta entonces, esa acreditación no sería requisito previo para aceptar la entrada en operación.
Suazo consideró que la decisión evita frenar los proyectos que se encuentran en proceso de conexión, aunque también evidencia la diferencia de velocidad entre el despliegue físico de la infraestructura y la implementación de los mecanismos destinados a habilitarla.
En distribución, las restricciones son mayores. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) resolvió en julio que los sistemas de almacenamiento stand alone no pueden iniciar ni continuar su conexión a las redes de distribución hasta que se definan los procedimientos y requisitos técnicos correspondientes.
Entre las materias pendientes aparecen los retiros de energía destinados a la carga, la prioridad del abastecimiento a clientes finales y la asignación de pérdidas, lo que mantiene detenido a ese segmento mientras se desarrolla el marco aplicable.
La metodología de costo de oportunidad vuelve a atravesar esta discusión. Suazo señaló que la falta de una regla explícita y previsible afecta las decisiones de despacho y aumenta la incertidumbre que enfrentan los desarrolladores, situación que también ha derivado en reclamaciones ante el Panel de Expertos.
El procesamiento de proyectos constituye otro desafío. Parte de los BESS declarados en construcción ya superó su fecha estimada de interconexión, mientras distintas resoluciones de la CNE registraron incumplimientos de hitos.
Los protocolos de ensayo de servicios complementarios y los informes de parámetros operacionales ante el Coordinador se convirtieron en pasos críticos para la puesta en servicio. Cada demora en estas etapas posterga la incorporación efectiva de capacidad al SEN.
Vásquez Torres agregó entre los principales retos la permisología sectorial, la incertidumbre en la remuneración de potencia, la validación técnica de Grid Forming, los vacíos normativos de seguridad y operación, las restricciones de transmisión y la falta de contratos de largo plazo específicamente adaptados al almacenamiento.
El documento de Wärtsilä Energy Storage también identifica al software de gestión como un componente creciente del negocio, especialmente a medida que los proyectos deben combinar arbitraje, servicios complementarios, restricciones de red y activos híbridos. En ese escenario, los sistemas EMS adquieren mayor relevancia para coordinar generación, almacenamiento y diferentes fuentes de ingreso.
“Resolver estos nudos será tan decisivo como seguir instalando megavatios”, afirmó Vásquez Torres.
La comparación internacional termina de dimensionar el desafío. Bulgaria y Chile muestran que una incorporación acelerada de baterías puede transformar en pocos años el perfil horario de la generación fotovoltaica, mientras otros mercados evidencian que el aprovechamiento económico y sistémico depende también de reglas de operación, señales de precio y mecanismos adecuados de remuneración.
Chile se encamina así hacia una fase en la que el volumen de baterías dejará de ser el único indicador relevante. Con una cartera que podría llevar al sistema hacia 10 GW, la discusión estará cada vez más concentrada en cómo administrar esa energía, cuándo descargarla, qué servicios prestar y cómo reflejar su valor en el mercado.
“En definitiva, Chile ya demostró que puede desplazar el sol en el tiempo; el próximo salto será convertir esa capacidad técnica en un modelo de negocio robusto y bancable”, concluyó Vásquez Torres.