En Chile, el debate sobre almacenamiento empieza a moverse del plano técnico-regulatorio al financiero. Para DNV, la pregunta que hoy pesa sobre las baterías no es si el sistema las necesita, sino qué proyectos podrán demostrar ingresos suficientes, previsibles y defendibles para conseguir financiamiento.
“Chile sigue siendo un mercado atractivo para la inversión energética, pero también más exigente. Hay interés por financiar proyectos renovables, almacenamiento e infraestructura eléctrica, pero el capital está siendo mucho más selectivo”, señaló Mario Acevedo Bilbao, country chair en DNV, en diálogo con Energía Estratégica.
La advertencia llega en plena expansión de los BESS. Según el Coordinador Eléctrico Nacional, a marzo de 2026 el Sistema Eléctrico Nacional contaba con 2283 MW de potencia instalada operando y 9346 MWh de energía gestionable en storage. Para cierre de año, la proyección asciende a 5081 MW y 18643 MWh.
La presión sobre la bancabilidad también se refleja en la cartera en desarrollo. Al 30 de abril de 2026, el Ministerio de Energía registraba 16 sistemas de almacenamiento en fase de pruebas, por 2225 MW y 10180 MWh, junto con 38 sistemas en construcción, que totalizan 4852 MW y 19.875 MWh, con inversiones asociadas por USD 4.192 millones.
El crecimiento tiene una explicación operativa clara: las baterías permiten desplazar excedentes renovables, aportar flexibilidad y reducir recortes. Pero, para los financiadores, ese aporte sistémico no alcanza por sí solo.
La mirada se concentra cada vez más en la ubicación, la capacidad de conexión, la exposición a curtailment, la estructura contractual y la calidad de los supuestos de ingresos.
“El almacenamiento es una tecnología clave para el sistema chileno, pero su financiamiento depende de que los ingresos sean suficientemente entendibles, modelables y defendibles frente a bancos e inversionistas”, planteó Acevedo Bilbao.
Ese filtro gana peso tras la publicación del Decreto Supremo N°32, que modifica el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional e incorpora ajustes relevantes para nuevas tecnologías, entre ellas los sistemas de storage.
Pero el impacto financiero de la norma dependerá de su aterrizaje práctico. Para bancos e inversionistas, el reconocimiento regulatorio del almacenamiento es apenas el punto de partida: la bancabilidad se jugará en cómo esas reglas se traduzcan en ingresos concretos.
“Para financiamiento, el valor no está solo en que exista la norma, sino en cómo se implementa. Los inversionistas van a mirar cómo se programa la operación, cómo se calcula el costo de oportunidad, cómo se liquidan los ingresos, cómo se asignan riesgos y cómo se comporta el activo bajo distintos escenarios de congestión, precios y operación del sistema”, detalló Acevedo Bilbao.
La nueva Licitación de Suministro 2026/01 agrega otro frente para el análisis. Las bases preliminares contemplan 2.835 GWh anuales para clientes regulados, divididos en bloques horarios y zonales, con contratos de 15 años. Además, reconocen expresamente a los sistemas de storage como activos válidos para respaldar ofertas.
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Ese reconocimiento viene acompañado de exigencias concretas. Para cada bloque horario donde se realicen ofertas, las bases piden acreditar una relación entre capacidad esperada de respaldo y máxima energía adjudicable mayor o igual a 0,6 durante los años proyectados. A nivel total, la relación entre respaldo y contratación potencial debe ser mayor o igual a 1.
El diseño puede favorecer esquemas de renovables más baterías, especialmente en bloques donde el calce horario sea determinante. Sin embargo, desde DNV advirtieron que un contrato de largo plazo no será suficiente si el precio, las garantías, los riesgos sistémicos y la exposición nodal no cierran financieramente.
“La licitación puede ser positiva, pero su impacto dependerá de si logra entregar señales económicas suficientes y contratos realmente financiables”, sostuvo Acevedo Bilbao.
El punto no es menor en un mercado donde ya existen operaciones que muestran apetito bancario por proyectos híbridos. En febrero, Grenergy cerró una financiación sénior sin recurso por USD 355 millones para las plantas Gran Teno, Tamango y Planchón, que suman 398 MW solares y 1,4 GWh de almacenamiento en Chile. La operación fue suscrita con BNP Paribas, Banco Santander y Rabobank, y los activos cuentan con PPAs de largo plazo más comercialización complementaria de energía.
Ese antecedente marca una pauta: el financiamiento existe, pero se concentra en proyectos capaces de sostener una estructura robusta de contratos, conexión, ingeniería y estrategia comercial.
En esa línea, Acevedo Bilbao ordenó las variables que hoy pesan en una decisión de financiamiento: “Primero, la estructura de ingresos y contratos: si existe PPA, duración, contraparte, indexación, perfil horario. Segundo, riesgo nodal, congestión y capacidad de conexión. La ubicación y el punto de conexión pueden cambiar completamente el perfil de ingresos de un proyecto”.
El análisis adquiere otra dimensión frente al avance de proyectos stand alone. Según el reporte del Ministerio de Energía, al cierre de abril Chile tenía 21 sistemas de storage independientes en evaluación ambiental, equivalentes a 4325 MW y 22324 MWh, con inversiones estimadas en USD 4501 millones.
En los proyectos con mayor exposición al mercado spot, el análisis también empieza a incorporar un riesgo menos evidente: la canibalización de precios.
“Esto es especialmente relevante para proyectos de almacenamiento, porque la entrada masiva de capacidad puede reducir spreads en ciertas horas”, advirtió el ejecutivo de DNV.
En ese escenario, el filtro para las baterías será cada vez más financiero: no alcanzará con ser necesarias para el sistema, sino que deberán demostrar resiliencia técnica, contractual y comercial.
“Los proyectos que logran financiamiento son aquellos que convierten incertidumbre en riesgo medible y gestionable. Normalmente tienen permisos avanzados, conexión creíble, ingeniería sólida, tecnología probada, estrategia contractual clara y análisis de mercado robusto”, resumió Acevedo Bilbao.