Chile atraviesa una etapa decisiva para el almacenamiento energético y 2027 aparece como un punto de inflexión para su mercado eléctrico. La entrada de nuevos sistemas BESS permitirá capturar una mayor proporción de los excedentes fotovoltaicos del mediodía, trasladarlos hacia las horas vespertinas y nocturnas y reducir la exposición económica de los proyectos solares a períodos de costo marginal cero.
En contacto con Energía Estratégica, Miguel Iglesias Hurtubia, Founder & CEO de ENERGYASSET, proyectó que el país superará los 20000 MWh de capacidad de almacenamiento instalada al cierre de 2026, mientras los activos actualmente en construcción comenzarán a tener un impacto más profundo sobre los vertimientos durante el año siguiente.
“El impacto de los sistemas BESS sobre el vertimiento (curtailment) ya es estructural. Han pasado de ser una tecnología piloto a la herramienta principal de gestión de ingresos y soporte de red”, afirmó Iglesias.
El punto de partida es un Sistema Eléctrico Nacional (SEN) sometido a una creciente presión por la concentración horaria de la generación renovable. De acuerdo con los datos aportados por el ejecutivo, los vertimientos superaron los 7 TWh durante 2025, mientras la participación solar instantánea alcanza el 60% en determinados momentos.
La infraestructura de transmisión troncal no siempre dispone de capacidad suficiente para evacuar toda la producción disponible desde las zonas de mayor recurso renovable. El resultado combina energía desaprovechada con una erosión de los ingresos previstos por las plantas fotovoltaicas, especialmente en las franjas de mayor generación.
Frente a esa situación, las baterías permiten capturar producción en las horas de sobreoferta y desplazarla hacia períodos con mayor demanda y mejores señales de precio. Iglesias señaló además que a mediados de 2026 ya operaban más de 1850 MW de almacenamiento conectados a la red.
La magnitud del pipeline confirma el cambio de escala. Energía Estratégica relevó alrededor de 29 GW de proyectos de storage en carpeta en Chile, con más de 17 GW que ya cuentan con Resolución de Calificación Ambiental favorable, una cartera que amplía las exigencias sobre permisos, conexión, transmisión y modelos de ingresos a medida que los desarrollos avanzan.
2027 como punto de inflexión
La transformación prevista para 2027 estará determinada por la capacidad de trasladar generación solar entre distintas franjas horarias. Una mayor presencia de baterías permitirá absorber excedentes del mediodía, cuando los costos marginales pueden caer a cero, y utilizar esa energía después de la caída de la producción fotovoltaica.
“Desde el 2027 en adelante las baterías están logrando capturar la sobreoferta de mediodía (horas de costo marginal cero) para inyectarla en ventanas vespertinas y nocturnas”, explicó el Founder & CEO de ENERGYASSET.
La incorporación de almacenamiento cambia también el perfil financiero de los activos renovables. Una central híbrida puede administrar el momento de su inyección y reducir su dependencia de las horas en las que coinciden altos niveles de generación fotovoltaica, congestiones y precios deprimidos.
“Esto no solo alivia los vertimientos por restricciones de transmisión, sino que estabiliza los flujos de caja de los activos —un factor crítico para la estructuración de deuda en carteras de generación—”, remarcó Iglesias.
La estabilidad de esos ingresos adquiere peso en la estructuración financiera de nuevos desarrollos, ya que la capacidad de desplazar la generación disminuye la exposición a episodios de precios nulos o muy bajos y mejora la previsibilidad de los flujos destinados al servicio de deuda.
El avance de los proyectos en construcción podría modificar de manera significativa el problema del curtailment durante el próximo año.
“Hacia 2027, con la entrada de los proyectos actualmente en construcción, el vertimiento diurno tenderá a mitigarse sustancialmente, trasladando el desafío técnico hacia la optimización algorítmica de los ciclos de carga y descarga”, sostuvo el ejecutivo.
Con una mayor flota en servicio, la discusión operativa se trasladará hacia la estrategia de despacho, la gestión de ciclos, la degradación de las celdas, las señales de precios y la posibilidad de combinar distintos servicios sobre un mismo activo.
El marco regulatorio chileno ya comenzó a incorporar parte de esa transformación. El Plan de Descarbonización del Ministerio de Energía identifica al almacenamiento como una herramienta de flexibilidad para una matriz con creciente penetración renovable e incluye mecanismos como la Ley 21.505 de Almacenamiento, el Reglamento de Potencia y el reconocimiento del costo de oportunidad de estos sistemas.
La planificación sectorial también advierte que el crecimiento de las energías renovables variables incrementará las necesidades de reserva operativa, flexibilidad y herramientas de optimización, en paralelo con congestiones de transmisión que condicionan el despacho económico de la generación localizada principalmente en el norte del país.
Dentro de ese escenario, el costo de oportunidad pasó a tener mayor relevancia en la operación económica de las baterías. Una misma unidad de energía almacenada puede utilizarse en diferentes momentos o reservarse para prestar otros servicios, por lo que su valor depende también de las oportunidades futuras que se resignan al decidir una descarga.
Del solar tradicional al “anytime solar”
El crecimiento de los BESS está alterando además la lógica comercial de los desarrollos fotovoltaicos. La posibilidad de desacoplar parcialmente el momento de generación del momento de entrega convierte a la hibridación en una variable central para la competitividad de nuevos proyectos.
“Sí, Chile ya cruzó definitivamente el umbral hacia el modelo ‘anytime solar’. Hoy en día, la hibridación dejó de ser opcional para convertirse en el estándar mínimo de bancabilidad en el mercado”, afirmó Iglesias.
La presión es particularmente visible en el norte y centro-norte, donde la elevada concentración fotovoltaica aumenta la exposición al vertimiento y a precios reducidos durante las horas centrales del día. Según el ejecutivo, un proyecto solar puro ya no resulta competitivo en buena parte de esas zonas.
Con una demanda eléctrica nacional consolidada en torno a 80 TWh anuales, el mercado requiere perfiles de entrega más firmes y predecibles. El almacenamiento permite realizar arbitraje intertemporal y, al mismo tiempo, aportar control de rampa, soporte de tensión y otras prestaciones técnicas.
La relevancia que adquirió esta tecnología también se observa en la nueva capacidad. De acuerdo con Iglesias, los proyectos BESS representan más del 60% de los 10454 MW actualmente en construcción en Chile.
Sin embargo, el crecimiento físico de los activos necesita una evolución equivalente de los mecanismos de remuneración.
“El sistema regulatorio necesita consolidar mecanismos que remuneren adecuadamente esta capacidad multiservicio, permitiendo a los activos diversificar sus ingresos más allá del arbitraje de energía”, advirtió el Founder & CEO de ENERGYASSET.
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Uno de los espacios de desarrollo es el Mercado de Servicios Complementarios, donde las baterías pueden aportar inercia sintética y control de frecuencia con tiempos de respuesta superiores a los de las máquinas síncronas tradicionales. La capacidad tecnológica ya existe, pero su monetización requiere señales que reconozcan cada prestación.
El Plan de Descarbonización también plantea la necesidad de incorporar recursos capaces de proporcionar flexibilidad, inercia y robustez a la red a medida que disminuya la participación de centrales convencionales.
Otra definición clave será la potencia de suficiencia para sistemas de larga duración, particularmente aquellos capaces de entregar energía durante cuatro a ocho horas. Iglesias consideró fundamental consolidar el mecanismo de pago por capacidad para que la remuneración refleje el respaldo aportado durante las ventanas críticas.
Este componente cobrará todavía más importancia si el crecimiento del parque BESS reduce progresivamente los márgenes disponibles para el arbitraje puro. La diversificación de ingresos será determinante para sostener el business case de los proyectos a largo plazo.
Contratos y regulación: los nuevos cuellos de botella
El apetito de inversión y el volumen de proyectos en calificación ambiental muestran que la disponibilidad tecnológica dejó de ser el principal límite. Las fricciones se concentran ahora en el diseño regulatorio, la comercialización, los contratos y la integración de los activos a las redes.
Iglesias identificó incertidumbres en torno a la clasificación regulatoria del almacenamiento, particularmente sobre su tratamiento como generación, transmisión o activo independiente, además del impacto de cada definición sobre peajes y cargos sistémicos.
También existen desafíos en el segmento de los Pequeños y Medianos Medios de Generación Distribuida (PMGD), donde la incorporación de almacenamiento obliga a adaptar condiciones de conexión, monitoreo y operación sobre redes que en distintas zonas ya presentan restricciones.
El frente contractual es otro de los puntos que requieren evolución.
“Los esquemas tradicionales de PPA (como los bloques solares) están obsoletos. El mercado necesita madurar hacia contratos que valoren económicamente la flexibilidad, el despacho gestionable y la firmeza que aporta el BESS a la matriz”, afirmó Iglesias.
Los acuerdos diseñados únicamente en torno a bloques horarios de generación fotovoltaica no reconocen necesariamente la capacidad de almacenar electricidad, administrar la inyección y responder a las necesidades del comprador en momentos diferentes a los de producción.
De acuerdo con el directivo, las comercializadoras independientes ya están impulsando esta transformación y comienzan a abrir contratos con usuarios finales para integrar BESS a los acuerdos de suministro eléctrico de red, aprovechando estructuras corporativas con procesos de decisión más ágiles.
ENERGYASSET participa de ese esquema, según precisó su fundador, mediante una estrategia orientada a integrar almacenamiento a soluciones comerciales y contratos de suministro.
El mercado regulado también comienza a incorporar señales de largo plazo. Chile ajustó una licitación por 2835 GWh anuales con contratos de hasta 15 años, un proceso que eleva las exigencias para competir por suministro futuro y en el que la capacidad de estructurar perfiles más firmes adquiere una relevancia creciente.
PMGD y O&M: desafíos detrás de la expansión
El aporte de las baterías sobre la transmisión troncal no resuelve por sí mismo las restricciones existentes aguas abajo. En el segmento PMGD persisten alimentadores locales de media tensión saturados, lo que obliga a reforzar infraestructura y modernizar la gestión de las redes de distribución.
Parte de esas soluciones ya está siendo asumida por el sector privado mediante refuerzos de líneas financiados a costo de los propios proyectos, según detalló Iglesias.
Las necesidades de expansión no se limitan a la distribución. Chile continúa desarrollando infraestructura troncal y recientemente adjudicó cerca de USD 33 millones en obras de transmisión, mientras un proyecto BESS de 28 MWh permaneció sin resolver dentro de ese proceso, reflejando la convivencia entre ambas soluciones dentro de la planificación eléctrica.
La operación y mantenimiento constituyen otro frente crítico. La degradación de las celdas LFP y la administración de sus ciclos de vida requieren un nivel de especialización superior al mantenimiento convencional de una planta solar.
La cantidad, profundidad y condiciones en las que se ejecutan los ciclos de carga y descarga afectan directamente la vida útil de los equipos y, por lo tanto, el retorno económico previsto durante la vida contractual del activo.
Esto obliga a elevar los estándares de ingeniería, procura y construcción (EPC), operación y mantenimiento (O&M), además de incorporar capacidades técnicas que permitan supervisar toda la cadena de funcionamiento.
El sector privado está especializando equipos en operación, mantenimiento y control a nivel de celda, Battery Management System (BMS), Energy Management System (EMS) y gestión remota integrada a salas de control, según explicó el ejecutivo.
El crecimiento territorial confirma la aceleración del mercado. Atacama pasó de 677 MWh a 1566 MWh de almacenamiento en un trimestre, un avance que muestra cómo los BESS comienzan a concentrarse en regiones con elevada penetración renovable y fuertes necesidades de desplazamiento horario de la producción.
La región constituye un ejemplo de la velocidad del despliegue y, al mismo tiempo, de los desafíos que acompañarán la siguiente etapa: conexión, operación eficiente, degradación, coordinación con las redes y monetización de distintos servicios.
Entre 2026 y 2027, Chile deberá convertir una cartera récord de desarrollos en activos operativos capaces de reducir vertimientos, trasladar generación solar, aportar estabilidad al SEN y sostener estructuras financieras de largo plazo.
La cantidad de proyectos ya confirma que el almacenamiento ocupará una posición central en la expansión eléctrica chilena. El próximo desafío será acompañar ese volumen con regulación, infraestructura, contratos y señales económicas capaces de capturar el valor sistémico de los BESS.
Para el mercado fotovoltaico, el cambio implica una modificación profunda de su lógica económica: el valor de la generación dependerá cada vez menos exclusivamente de cuánto produce una planta y más de su capacidad para administrar cuándo entrega esa energía al sistema.