Mientras los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) ya superan los 5 GW en operación y pruebas, el Coordinador Eléctrico Nacional proyecta que las reducciones de generación renovable variable (ERV) podrían caer 77% en diciembre de 2026 frente al mismo mes de 2025.
El dato surge del Programa de Operación a 12 meses presentado por el organismo y supone el cumplimiento del plan de obras junto con una condición hidrológica PE90%. Se trata, por lo tanto, de una proyección bajo esos supuestos y no de una reducción atribuible exclusivamente al despliegue de baterías.
El escenario marca una señal relevante para una industria que durante los últimos años tuvo a los vertimientos como uno de sus principales dolores de cabeza. Pero el diagnóstico más reciente del Coordinador muestra que, a medida que ese problema empieza a mitigarse, aparecen nuevas exigencias para administrar una matriz mucho más dependiente de recursos variables.
A julio, Chile registraba 5005 MW y 22260 MWh de almacenamiento en operación o pruebas. Al mismo tiempo, las energías renovables representaban el 64% de la generación acumulada de 2026 y la solar junto con la eólica ya explicaban cerca del 40% de la generación eléctrica.
Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional.
Los BESS pasan a ser un recurso operativo
El salto del almacenamiento ya empieza a modificar la forma en que el Sistema Eléctrico Nacional es programado.
Según un análisis presentado por Juan Pablo Ávalos, subgerente de Programación y Análisis Económico del Coordinador, los BESS dejaron de ser considerados una tecnología emergente para transformarse en un recurso operacional capaz de aportar flexibilidad, facilitar la integración renovable, mitigar reducciones ERV y reforzar la seguridad del sistema.
La programación actualmente modela de manera exhaustiva 51 sistemas de almacenamiento, junto con unas 1700 unidades generadoras, 235 barras y 327 líneas de transmisión.
La escala alcanzada, sin embargo, también plantea desafíos. Los BESS disponen de una cantidad limitada de energía y su utilización implica decisiones intertemporales: descargar una batería ahora significa renunciar a disponer de esa misma energía posteriormente.
Por esa razón, el Coordinador identifica como uno de los próximos pasos la implementación del costo de oportunidad de los BESS, cuyo cálculo deberá actualizarse de manera recurrente frente a la incertidumbre y variabilidad de la demanda y de las renovables. El organismo dispone de 24 meses para implementar su cálculo y utilización conforme al DS 32/2026.
El problema ya no es solamente el vertimiento
El segundo diagnóstico muestra por qué el crecimiento del almacenamiento no elimina los desafíos de la transición energética.
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Durante 2026, la producción solar acumuló 12,7 TWh, un 18% más, y la eólica alcanzó 7,5 TWh, con un incremento del 9%. En contraste, la generación hidroeléctrica retrocedió 12%, hasta 10,5 TWh.
Y precisamente la gestión del agua se convirtió en uno de los puntos sensibles.
El año hidrológico 2025-2026 fue el cuarto más seco de la estadística manejada por el Coordinador, con una energía afluente de 20109 GWh. El organismo, además, observa una aparente concentración de condiciones más secas desde 2010, lo que obliga a sofisticar la modelación de escenarios y la administración de la energía disponible en los embalses.
A ello se suma un elemento particularmente relevante para una matriz con creciente penetración solar y eólica. Entre los factores que incrementaron el riesgo de estrechez durante el primer semestre, el Coordinador identificó un mayor uso de los embalses debido a una sobreestimación de la disponibilidad solar y eólica.
Esto convierte a la precisión de los pronósticos de irradiancia y viento en una variable cada vez más relevante para la seguridad del sistema. Cuando la generación efectiva resulta inferior a la prevista, deben entrar otros recursos y puede adelantarse la utilización de energía que podría resultar necesaria posteriormente.
El Coordinador pide asegurar energía firme
Las señales de estrechez comenzaron a aparecer en el Estudio de Seguridad de Abastecimiento (ESA) desde enero, inicialmente para junio bajo escenarios de hidrología extremadamente seca. El riesgo se confirmó en febrero, persistió durante marzo y abril y se intensificó en mayo, extendiéndose hasta julio.
Además de la menor disponibilidad hídrica y la sobreestimación renovable, incidieron una menor disponibilidad de gas, restricciones en la logística del diésel y la falla prolongada de una central relevante de 270 MW.
El Coordinador debió reforzar durante el período la gestión de GNL y gas natural, realizar seguimiento diario de las existencias y reposiciones de diésel e implementar temporalmente un mecanismo extraordinario para incorporar disponibilidad adicional de GN/GNL a la programación intradiaria y a la operación en tiempo real.
Incluso la logística de respaldo mostró límites físicos. El organismo determinó que la generación eléctrica puede representar hasta 17% de la demanda de diésel de una macrozona, con un tiempo de reposición más frecuente de 18 horas. Durante el episodio de estrechez se verificaron entregas de hasta 9000 metros cúbicos diarios, aunque ese volumen no puede garantizarse de manera sostenida debido a las restricciones de la cadena de suministro.
Una nueva etapa para la transición chilena
Los dos diagnósticos publicados por el Coordinador durante agosto muestran, así, una transición en los problemas que enfrenta el SEN.
Por un lado, el plan de obras y las condiciones contempladas en la programación permiten proyectar una reducción del 77% de los vertimientos renovables hacia diciembre, un cambio significativo para un mercado que acumuló crecientes excedentes solares y eólicos. El almacenamiento aparece, a su vez, como uno de los recursos que contribuyen a mitigar esas reducciones.
Por otro, alcanzar más de 5 GW de BESS, 64% de generación renovable y una participación solar-eólica cercana al 40% obliga a incorporar nuevas variables a la discusión: precisión de pronósticos, gestión intertemporal del almacenamiento y los embalses, automatización del despacho y disponibilidad de recursos firmes.
El Coordinador advierte, de hecho, que frente a hidrologías secas, contingencias en infraestructura o fenómenos meteorológicos que afecten la generación renovable pueden volver a aparecer condiciones de estrechez. De allí su llamado a que las empresas aseguren la disponibilidad tanto de sus activos como de sus combustibles para disponer de energía firme cuando el sistema lo requiera.