La expansión fotovoltaica de Chile dependerá directamente del despliegue de sistemas de almacenamiento de larga duración. El Informe Preliminar de la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) 2028-2032 proyecta que entre el 81% y el 83% de la nueva capacidad BESS utilizará configuraciones de ocho horas, mientras que entre el 16% y el 17% corresponderá a soluciones de seis horas.
El documento prevé que durante los próximos 30 años se incorporen entre 27 GW y 58 GW de energía solar fotovoltaica, según el escenario. Sin embargo, esa expansión no se producirá de manera independiente: estará vinculada al costo de las baterías, al retiro de centrales a carbón y a la capacidad del sistema para trasladar excedentes diurnos hacia los bloques nocturnos.
“Toda la expansión del almacenamiento en el horizonte planificado se basará exclusivamente en Sistemas de Almacenamiento en Baterías (BESS)”, establece el informe. La planificación no identifica desarrollos de otras tecnologías de acumulación durante el período analizado.
La señal es directa para desarrolladores e inversionistas: la próxima fase renovable chilena estará determinada por el binomio solar más almacenamiento. Los BESS dejarán de operar como activos complementarios y pasarán a ocupar una función estructural en el Sistema Eléctrico Nacional.
La PELP utiliza como punto de partida una capacidad estimada de 4078 MW de almacenamiento hacia fines de 2026, con una duración promedio de 4,3 horas. A partir de allí, los escenarios exploratorios admiten incorporaciones de hasta 2000 MW por año, mientras que los normativos elevan ese límite entre un 25% y un 50%.
La optimización descarta una expansión relevante de sistemas cortos. El modelo prioriza baterías capaces de trasladar grandes volúmenes de generación desde las horas de mayor irradiancia hacia la tarde, la noche y la madrugada.
“La energía solar ya no se expande por sí sola de forma agresiva a menos que esté acompañada de almacenamiento”, concluye el análisis técnico. La rentabilidad futura de nuevos parques dependerá, por tanto, del costo conjunto de la generación, la acumulación y la infraestructura de conexión.
Este cambio responde a la propia evolución de la matriz. La capacidad fotovoltaica inicial considerada por el informe alcanza los 12015 MW, alrededor del 32% de la potencia instalada de partida del sistema, mientras que el potencial geográfico identificado supera los 2,1 millones de MW.
La PELP no interpreta ese potencial como capacidad directamente ejecutable. Su aprovechamiento estará condicionado por restricciones ambientales, territoriales, financieras y de transmisión, además de la posibilidad de almacenar energía en zonas con alta concentración de proyectos.
En el escenario Normativo Desfavorable Mitigado, el sistema agrega cerca de 36 GW fotovoltaicos entre 2043 y 2057, principalmente en Antofagasta y Atacama. Solo en la subestación Cumbre, en 500 kV, la modelación ubica hasta 13,2 GW de nueva capacidad.
El retiro anticipado de centrales a carbón hacia 2030 acelera este proceso. La salida de unidades térmicas reduce la oferta gestionable y abre espacio para activos capaces de entregar energía renovable durante períodos sin producción fotovoltaica.
A ello se suma la consideración de un impuesto a las emisiones de dióxido de carbono. El encarecimiento de la generación térmica mejora la competitividad relativa de los proyectos híbridos y adelanta las decisiones de inversión en los escenarios normativos.
“El desarrollo de BESS es la condición necesaria para que la energía solar siga expandiéndose”, señala el documento al analizar la relación entre ambas tecnologías. Sin capacidad suficiente para desplazar energía hacia la noche, el sistema enfrentará mayores vertimientos y una dependencia persistente de combustibles fósiles.
Antofagasta y Atacama concentrarán buena parte de las nuevas instalaciones. Algunos resultados proyectan más de 7 GW y hasta 9 GW de almacenamiento en ambas regiones, en paralelo con la expansión fotovoltaica, la electrificación minera y la llegada de consumos intensivos.
La ubicación de los BESS tampoco será aleatoria. La planificación favorece nodos con infraestructura disponible, alta penetración renovable y centrales térmicas en proceso de retiro.
“El almacenamiento se instala estratégicamente en los mismos nodos donde operaban centrales a carbón que se retiran”, precisa el informe. Los Changos aparece como uno de los puntos más relevantes por su proximidad a antiguas unidades de Mejillones y por su acceso a redes de transmisión existentes.
Esta estrategia permitiría reutilizar conexiones, mantener capacidad de inyección y sustituir generación carbonera durante la noche. También reduciría parte de las inversiones necesarias para conectar nuevos activos en zonas eléctricamente saturadas.
La operación tendrá diferencias marcadas entre estaciones. En verano, la elevada irradiancia permitirá que la generación fotovoltaica cubra la demanda diurna y cargue los sistemas para abastecer una parte sustancial del consumo nocturno.
En esas condiciones, el conjunto solar más BESS desplaza con mayor intensidad al carbón, el diésel y el gas. Los flujos de transmisión también pueden cambiar de dirección durante el día, según la disponibilidad renovable y los precios zonales.
En invierno, la menor producción fotovoltaica limitará el nivel de carga. “En invierno, las baterías no logran cargarse por completo”, advierte el análisis.
La descarga se concentrará principalmente entre las 19:00 y la 01:00, período en el que coinciden la caída de la generación solar y las mayores exigencias nocturnas. Fuera de ese bloque, el sistema seguirá requiriendo respaldo térmico, especialmente durante las madrugadas con menor disponibilidad renovable.
La PELP incorpora además una restricción de inercia sistémica y 400 MW de reserva operativa, condición que obliga a mantener cierto nivel de generación gestionable. Por ello, las baterías reducirán el despacho fósil, pero no eliminarán inmediatamente la participación del gas.
En algunos escenarios de largo plazo aparece una dinámica adicional: la generación eólica nocturna será suficiente para cargar sistemas durante la madrugada. Esta complementariedad permitirá que los BESS no dependan exclusivamente de excedentes fotovoltaicos.
El crecimiento de la energía eólica terrestre reforzará esta interacción. La planificación estima incorporaciones de entre 16 GW y 27 GW en tres décadas, con una expansión sostenida en Maule y Biobío.
Ese desarrollo obligará a reforzar el corredor Charrúa-Ancoa-Alto Jahuel-Lo Aguirre en 500 kV por al menos 1750 MVA. También se requerirán ampliaciones de redes de 220 kV en Antofagasta y el Maule, con tramos que deberán multiplicar hasta seis veces su capacidad actual.
“La transmisión se confirma como el elemento habilitante crítico para integrar las energías renovables y garantizar la seguridad del suministro”, sostiene el informe. Los BESS aliviarán congestiones y desplazarán inyecciones, pero no sustituirán las obras estructurales de red.
Hidrógeno verde y data centers elevan la presión sobre el norte
La demanda eléctrica emergente ampliará aún más el mercado para sistemas de larga duración. El hidrógeno verde, los centros de datos y la electrificación minera concentrarán nuevos requerimientos en el norte, precisamente donde el sistema prevé la mayor incorporación de generación fotovoltaica.
En el escenario Normativo Tendencial Mitigado, abastecer la electrólisis de hidrógeno verde requiere 6146 MW fotovoltaicos en Kapatur y 4120 MW de BESS en Los Changos. Esa demanda también obligaría a ampliar las redes del área en casi 4.376 MW.
“La producción de hidrógeno verde por electrólisis constituirá una demanda eléctrica emergente gigantesca”, alerta la planificación. Su irrupción más visible se produciría desde la década de 2040, impulsada por el transporte pesado, la minería y los procesos térmicos industriales.
Los centros de procesamiento de datos también ganarán peso. Su capacidad instalada pasa de 198 MW en 2024 a 594 MW en 2030 y 900 MW en 2057, de acuerdo con las proyecciones incorporadas en el informe.
El escenario Normativo Desfavorable Mitigado suma además 500 MW de demanda asociada a nuevos proyectos en Antofagasta hacia 2030. Esa carga adicional alcanzaría 1 GW en 2057.
La combinación de estos consumos modificará el perfil de demanda regional. Ya no se tratará solamente de integrar grandes volúmenes renovables, sino de garantizar suministro continuo para actividades con altos factores de carga y menores márgenes de interrupción.
La planificación estima que al menos el 83% de la generación anual del país será abastecida por energía solar y eólica hacia 2057. Ese resultado requerirá una coordinación estrecha entre nueva potencia, almacenamiento de larga duración, transmisión y respaldo operativo.
El Informe Preliminar permanecerá abierto a observaciones del Registro de Personas Interesadas hasta el 24 de agosto de 2026. Luego, el Ministerio de Energía publicará el Informe Final, recibirá nuevos comentarios y avanzará hacia el documento definitivo y el Decreto de Planificación.
Para el mercado, la conclusión es concreta: la expansión fotovoltaica chilena ya no puede analizarse separada de los BESS. Las baterías de seis y ocho horas serán necesarias para capturar excedentes, reducir vertimientos, sustituir generación térmica y responder al crecimiento de las cargas industriales del norte.