Con 5130 MW de baterías en construcción y otros 3125 MW operativos, Chile enfrenta el desafío de integrar una capacidad creciente de almacenamiento. En ese escenario, Ramón Castañeda, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), planteó una cuestión que va más allá del despacho actual: cómo evolucionará el aporte de estos activos a medida que ingresen nuevos proyectos.
“Podría llegar un momento en que también esta posibilidad, o este beneficio, se empiece a saturar, empiece a no incrementarse”, advirtió durante su participación en Future Energy Summit (FES) Chile 2026, en referencia a la capacidad de los sistemas BESS para recuperar generación renovable que de otro modo sería vertida.
El ejecutivo explicó que el ritmo de expansión observado durante el último año podría mantenerse durante otros 12 a 18 meses, según la cartera de instalaciones previstas. Esta perspectiva supone desafíos inmediatos para la gestión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
“En el corto plazo estamos enfocados en la operación, en que esto se vaya integrando cada vez de mejor forma”, afirmó.
Según las últimas estadísticas de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), al cierre de septiembre de 2026 el país también registraba 3017 MW y 13735 MWh de baterías en pruebas. En términos de capacidad energética, los sistemas operativos alcanzaban 13555 MWh, mientras que los proyectos en construcción sumaban 22123 MWh.
La incorporación de estas instalaciones coincide con una reducción de los recortes renovables. Entre enero y septiembre, los vertimientos solares y eólicos acumularon 3546 GWh, un 4,6% menos que en el mismo período de 2025, de acuerdo con ACERA. Sin embargo, esta evolución no puede atribuirse exclusivamente a la tecnología BESS, dado que también intervienen las condiciones de generación, transmisión y demanda.
Castañeda señaló que uno de los primeros resultados de la incorporación de estos equipos fue aprovechar electricidad que anteriormente se desperdiciaba, algo que ya se observa en las curvas diarias de despacho.
No obstante, explicó que, a medida que aumente el volumen de energía que se traslada hacia otras horas, podría reducirse el margen para continuar obteniendo beneficios adicionales mediante este mecanismo.
La advertencia no implica que las baterías pierdan utilidad, sino que la recuperación de excedentes podría dejar de ser suficiente para explicar todo su aporte económico y operativo. En consecuencia, otras prestaciones adquirirían mayor relevancia para sostener las perspectivas de los proyectos.
El titular del CEN apuntó a la experiencia internacional para explicar cómo podría evolucionar el modelo de negocios del almacenamiento ante este escenario.
“Empieza a incorporar otro tipo también de ingresos para estos activos, como lo son los servicios complementarios”, señaló, en referencia a prestaciones que contribuyen a la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico.
“Desde el punto de vista de las ofertas a los clientes también se empieza a producir este hibridaje o esta mezcla de las baterías con los activos renovables variables”, agregó. Esta combinación permite respaldar contratos de suministro y facilitar el financiamiento de los proyectos, reduciendo su dependencia de los ingresos asociados al despacho horario.
La transmisión también incorpora nuevas soluciones
Más allá de sus aplicaciones comerciales, el almacenamiento está adquiriendo un papel dentro de la planificación de infraestructura eléctrica, particularmente en zonas donde existen restricciones para transportar energía.
“En la práctica esto ya está ocurriendo”, afirmó Castañeda al ser consultado sobre la posibilidad de considerar las baterías como alternativa a determinadas obras de transmisión y no solamente como complemento.
Como ejemplo mencionó las limitaciones existentes al sur de Valdivia, donde la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha estudiado proyectos que incorporan estos sistemas para apoyar las instalaciones disponibles.
Uno de los antecedentes es la propuesta preliminar de Obras Necesarias y Urgentes publicada el 7 de octubre, que contempla un BESS de 200 MW y 400 MWh en la subestación Tineo, destinado a fortalecer la seguridad y confiabilidad del suministro al sur de la subestación Cautín.
La cartera también incluye el aumento de capacidad de la línea 2×66 kV Lastarria–Loncoche. Ambas intervenciones representan una inversión referencial conjunta de USD 77,1 millones, bajo un mecanismo que busca acelerar las soluciones frente a necesidades que no pueden esperar los plazos habituales de planificación.
“Seguramente vamos a ver más de eso en el futuro”, anticipó el director ejecutivo, quien también mencionó las posibilidades que ofrecen la inteligencia artificial y las denominadas grid enhancing technologies para optimizar los flujos de las líneas existentes.
Sin embargo, aclaró que estas alternativas deben evaluarse bajo un criterio de neutralidad tecnológica, considerando tanto las necesidades futuras de abastecimiento como los estándares de continuidad exigidos al sistema.
“Más que centrarlo en una sola tecnología, porque podría parecer que estamos eligiendo, nosotros tenemos que tener una mirada neutral”, sostuvo.
En esa línea, adelantó que el Coordinador está trabajando en ampliar sus capacidades de análisis para incorporar una mayor cantidad de escenarios dentro de los plazos disponibles.
“Esperamos que ya el próximo año nos empiece a dar capacidades adicionales a las que hemos tenido tradicionalmente”, afirmó.
Así, 2027 aparece como un horizonte para perfeccionar los mecanismos de planificación y operación, en paralelo con la incorporación de nuevas instalaciones que exigirán aprovechar las baterías no solo para desplazar excedentes renovables, sino también para prestar otros servicios y reforzar la infraestructura eléctrica.
Por Emilia Lardizabal
Por Energía Estratégica
Por Ailén Pedrotti
