La Comisión Nacional de Energía (CNE) dio un nuevo impulso al desarrollo del almacenamiento energético en Chile, al incorporar cinco sistemas BESS al listado de instalaciones declaradas en construcción durante julio de 2026.
En conjunto, las nuevas iniciativas alcanzan una potencia de 529,5 MW y una capacidad de almacenamiento de 2.641,28 MWh.
La mayor corresponde a Sandstone BESS IV, de Río Seco SpA, que contempla 300 MW y 1.500 MWh en la Región de Tarapacá, con conexión en la subestación Puerto Patache 220 kV. Su interconexión está prevista para octubre de 2027.
Le sigue BESS Parque Fotovoltaico El Romero, de El Romero SpA, con 196 MW y 980 MWh en la Región de Atacama. El proyecto se conectará a la subestación El Romero 33 kV y estima su interconexión para noviembre de 2027.
La nómina también incorpora BESS Copihue Nuevo, de 20 MW y 100 MWh; Planta Solar Santa Isidora BESS, de 9 MW y 41,28 MWh; y el componente de almacenamiento de Parque Solar Vichuquén Santa Elena, de 4,5 MW y 20 MWh.
Y aquí un detalle que no pasa desapercibido: CNE también retiró del listado de proyectos en construcción cuatro grandes sistemas de almacenamiento que comenzaron su período de puesta en servicio: BESS Cristales, BESS Estela, BESS Estepa II y BESS II Salvador.
Estas cuatro instalaciones suman 777 MW de potencia y 3.315 MWh de capacidad.
Pelequén y Monte Águila refuerzan la cartera solar
Además de los sistemas BESS, la actualización de julio incorporó el Parque Solar Pelequén, de GR Pelequén SpA, con 165 MW netos y 187 MW de capacidad instalada en la Región de O’Higgins.
Su conexión está prevista en la subestación Malloa Nueva 220 kV, con una fecha estimada de interconexión para noviembre de 2027.
La resolución también añadió el Parque Solar Vichuquén Santa Elena, un PMGD fotovoltaico de 4,5 MW netos que incluye almacenamiento, y actualizó la capacidad instalada del Parque Fotovoltaico Monte Águila desde 283,24 MW hasta 342 MW.
La expansión ocurre mientras el sistema chileno continúa enfrentando dificultades para aprovechar toda su generación renovable. Entre enero y julio, el país acumuló 2.680 GWh de recortes solares y eólicos, un 1,6% más que durante el mismo período de 2025.
Las baterías pueden desplazar esos excedentes hacia horas de mayor demanda, pero su desarrollo no elimina la necesidad de acelerar las redes de transmisión. Sin infraestructura suficiente, el crecimiento simultáneo de la generación renovable y el almacenamiento corre el riesgo de trasladar el cuello de botella hacia otros puntos del sistema.
Un pipeline de 29 GW enfrenta un capital más selectivo
Las nuevas incorporaciones se producen en un mercado cuya cartera ambiental es considerablemente mayor que la capacidad que efectivamente alcanza la etapa de construcción.
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Según el último relevamiento de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Chile acumula 29.054 MW de proyectos de almacenamiento en distintas etapas ambientales. De ese total, 17.729 MW ya cuentan con aprobación, mientras otros 11.325 MW continúan en evaluación.
El BESS concentra prácticamente toda esa cartera. Entre los aprobados, 17.119 MW corresponden a baterías, mientras que la totalidad de la capacidad todavía en calificación ambiental está asociada a desarrollos BESS.
Sin embargo, sólo 5.040 MW y 21.721 MWh se encuentran actualmente en construcción. La brecha expone el próximo gran filtro del mercado chileno: convertir permisos ambientales en proyectos financiados, conectados y capaces de generar ingresos sostenibles.
En ese escenario, la incorporación de cinco nuevos BESS al listado de la CNE cobra una relevancia adicional, pero hay factores que complejizan los impulsos.
El capital, no obstante, comienza a ser mucho más selectivo. Desde DNV advierten que la necesidad sistémica de sumar baterías ya no alcanza por sí sola para asegurar el financiamiento.
Los inversionistas están evaluando con mayor atención la estructura de ingresos, la existencia de contratos de largo plazo, la capacidad efectiva de conexión y la exposición de cada proyecto a congestiones, vertimientos y una eventual reducción de los diferenciales horarios de precios.
El mercado ya ofrece señales de que existe apetito financiero para iniciativas sólidas. En febrero, Grenergy cerró una financiación sénior sin recurso por USD 355 millones para las plantas Gran Teno, Tamango y Planchón, que combinan 398 MW solares con 1,4 GWh de almacenamiento.
La operación, respaldada por contratos de compraventa de energía de largo plazo y comercialización complementaria, confirma que el financiamiento está disponible, aunque tiende a concentrarse en proyectos con contratos, conexión e ingeniería suficientemente robustos.
La licitación abre una oportunidad, pero también eleva las exigencias
La Licitación de Suministro 2026/01 contempla 2.835 GWh anuales para clientes regulados, contratos por 15 años e inicio de suministro entre 2029 y 2030.
Las bases preliminares reconocen expresamente a los sistemas de almacenamiento como activos válidos para respaldar las ofertas. Su división en bloques horarios también permite valorizar la capacidad de las baterías para trasladar generación solar hacia las horas de mayor demanda.
Para cada bloque ofertado, la relación entre la capacidad esperada de respaldo y la máxima energía adjudicable deberá ser igual o superior a 0,6 durante los años proyectados. A nivel total, la relación entre respaldo y contratación potencial deberá ser igual o superior a uno.
El diseño puede favorecer esquemas renovables con almacenamiento, especialmente en los bloques de mayor exigencia horaria. Sin embargo, también podría representar una barrera para los proyectos que todavía deben cerrar permisos, financiamiento, construcción y conexión antes de comprometer suministro firme.
La Asociación de Generación Renovable (AGR) ha advertido que estas exigencias podrían favorecer a empresas con activos operativos, baterías instaladas y portafolios diversificados, reduciendo el espacio para nuevos desarrolladores.
Así, una mayor capacidad de almacenamiento no garantiza automáticamente más competencia. El resultado dependerá de que las condiciones de la licitación permitan participar a proyectos nuevos y no solamente a compañías con infraestructura ya disponible.