Según datos de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), el país concentra dos tercios de la capacidad de almacenamiento a nivel regional, con 2,3 GW, mientras que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) proyecta que esa cifra llegará a más de 10 GW en operación para 2028. Este crecimiento del potencial de almacenaje es una herramienta que contribuye a la flexibilidad y seguridad del sistema eléctrico, pero no basta por sí sola, explican los especialistas.
Conocidas son las ventajas de Chile para la generación de energías renovables no convencionales, principalmente eólica y solar, al punto que en 2025 el 42,4% de la generación provino de estas fuentes. Este aumento en la oferta ha hecho necesario ir más allá, almacenando esa energía en baterías en los momentos en que más se produce, para luego inyectarla al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y no perderla en lo que se conoce como vertimientos.
Es así como el país también está avanzando de manera acelerada en la incorporación de baterías (Battery Energy Storage System, BESS), que permiten otorgar mayor flexibilidad y seguridad al sistema eléctrico. Un reciente reporte de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) mostró que a nivel regional Chile concentra dos tercios de la capacidad de almacenamiento en BESS.
De acuerdo a los datos de la Nota Técnica N°21 de OLACDE, al mes de agosto de 2026 sus 27 países miembros sumaban cerca de 3.408 megavatios o MW (3,4 GW) de capacidad BESS en operación; más del doble de los 1.681 MW registrados en 2025. Chile concentra por sí solo 2.291 MW, lo que lo convierte en la referencia más avanzada de la región.
El director del Departamento de Ingeniería de Minería UC y miembro del Centro de Energía (CEUC) de la misma casa de estudios, Álvaro Videla, explica de manera sencilla cuál es la importancia de contar con esta capacidad de almacenamiento: “Consideremos que Chile este 2026 pasó de un 52% a un 70% -ambas cifras aproximadas- de capacidad instalada de energía renovable en apenas unos meses. El problema es que esta generación es intermitente y coincide en el tiempo, particularmente cuando al mediodía hay exceso de sol. Al mismo tiempo, nuestra red de transmisión entre el norte y los centros de consumo -Santiago, zona centro- está restringida en capacidad y limita la evacuación de toda la energía generada, debiéndose verter sin que sea usada por un usuario final”.
“El vertimiento el año 2024 creció un 148%, pues solo había 1.000 MW de potencia BESS instalada. Al 2025 el sistema BESS inyectó cerca de 2 TWh (2 millones de megavatios-hora) al sistema y evitó que ese excedente se perdiera gracias a que la potencia BESS instalada subió a 2.280 MW, 9340 MWh (megavatios-hora) de capacidad de almacenamiento”, resumió Álvaro Videla, quien es doctor en Ingeniería Metalúrgica.
“El vertimiento el año 2024 creció un 148%, pues solo había 1.000 MW de potencia BESS instalada. Al 2025 el sistema BESS inyectó cerca de 2 TWh (2 millones de megavatios-hora) al sistema y evitó que ese excedente se perdiera gracias a que la potencia BESS instalada subió a 2.280 MW, 9340 MWh (megavatios-hora) de capacidad de almacenamiento”, dijo Álvaro Videla, director del Departamento de Ingeniería de Minería UC y miembro del CEUC.
Almacenamiento como herramienta
Según datos entregados a fines del julio por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.) sobre los proyectos de baterías, la cifra de almacenamiento en operación es un poco más alta que la que señala el informe de OLACDE: 2.318 MW. Además, el gremio informó que existen 2.958 MW en pruebas, y 4.987 MW en construcción, por lo que se proyecta que para el primer semestre de 2028 estarán operando sobre 10 GW de almacenamiento, con un promedio de 4,4 horas.
La empresa que lidera estos proyectos en Chile, y también en Latinoamérica, es AES Andes, que en almacenamiento hoy tiene 756 MW en operación y 1.230 MW en construcción (proyectos Arenales, Cristales, Parque Híbrido Pampas y Atacama). Su CEO, Javier Dib, ha explicado que todos los proyectos que AES Andes está desarrollando incluyen BESS, de tal manera que, junto con agregar energía renovable al sistema, se contribuye a reducir el vertimiento.
“La funcionalidad principal que tienen las baterías es ayudar a solucionar los problemas de vertimiento de energía, y esa energía poder aprovecharla en la noche, cuando realmente el país tiene una necesidad”, dijo el CEO de AES Andes, aunque aclaró que el vertimiento depende también de otros factores, entre ellos el crecimiento de la demanda y el fortalecimiento de la transmisión.
Sobre este punto, el miembro del CEUC explica que “el BESS resuelve el problema de vertimiento desplazando en el tiempo el exceso de energía. Se cargan las baterías con el excedente de energía solar del mediodía y se descargan en la tarde/noche, cuando baja la generación renovable, pero sigue existiendo demanda”.
“El sistema BESS está conteniendo el problema del vertimiento”, agrega Álvaro Videla, pero aclara que, aun así, “el vertimiento sigue creciendo en términos absolutos -un 29,3% en el arranque de 2026 (1.402 GWh)- porque la capacidad renovable nueva está entrando más rápido de lo que el almacenamiento y la transmisión pueden absorber. La Comisión Nacional de Energía (CNE) espera que la potencia instalada se duplique a diciembre del 2026. Para evitar el vertimiento se necesitaría que la capacidad de baterías creciera a un ritmo más rápido que la generación renovable, y en paralelo se reforzara la transmisión norte-centro”.
De manera similar, el informe de OLACDE menciona una serie de beneficios asociados al almacenamiento, pero advierte que la experiencia chilena muestra que más baterías no significan automáticamente menos vertimientos. El estudio de la organización regional señala que, pese al aporte creciente de los BESS, en el país persisten niveles relevantes de reducción de generación renovable, asociados a restricciones de transmisión y a la concentración geográfica de la generación.
El secretario ejecutivo de OLACDE, Andrés Rebolledo, comenta que “la experiencia de Chile ofrece lecciones valiosas para toda la región. El almacenamiento no es un objetivo en sí mismo, sino una herramienta para construir sistemas eléctricos más flexibles. La pregunta que debemos responder no es cuánta batería instalar, sino qué flexibilidad necesita cada sistema, dónde y cuándo”.
“El almacenamiento no es un objetivo en sí mismo, sino una herramienta para construir sistemas eléctricos más flexibles. La pregunta que debemos responder no es cuánta batería instalar, sino qué flexibilidad necesita cada sistema, dónde y cuándo”, señaló Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de OLACDE.
Desafíos
De acuerdo con ACERA, los sistemas de almacenamiento “están redefiniendo la operación del sistema eléctrico, habilitando una mayor integración de energías renovables y contribuyendo a la flexibilidad y seguridad operativa”. Asimismo, el gremio considera que “el desafío ya no es tecnológico, sino operacional y regulatorio, es decir, establecer reglas que permitan capturar plenamente el valor de estos recursos flexibles para el sistema en su conjunto”.
El estudio de OLACDE advierte que, cuando el almacenamiento alcanza escala, deja de responder a las condiciones del mercado y comienza a modificarlas: cambia el perfil horario de precios, altera el despacho y aprovecha excedentes renovables. Sobre Chile, Andrés Rebolledo plantea importantes desafíos a partir de la capacidad de almacenamiento alcanzada: “Dejó de ser un caso de proyectos aislados para transformarse en el primer laboratorio regional de almacenamiento a escala de sistema. Lo relevante ya no es cuántos megavatios se instalan, sino qué función cumplen y cómo ese aporte transforma la operación y los precios del mercado eléctrico”.
Desde otro ángulo, consultado por un eventual impacto de los sistemas de baterías en las tarifas, el director del Departamento de Ingeniería de Minería UC explica que “hoy las cuentas de electricidad están siendo más impactadas por problemas asociados a contratos previos y el cargo de reembolso de la deuda de estabilización”.
Sin embargo, comenta que “la Ley 21.505 permite que sistemas de almacenamiento puro (sin generación asociada) cobren tanto por la energía que inyectan como por la potencia/capacidad que aportan al sistema. Ese pago sale de algún lado del sistema tarifario -mercado spot, cargos por servicios complementarios, procesos de tarificación- y en algún momento se traslada, total o parcialmente, a las tarifas de clientes libres y regulados”.
“Existe el riesgo de sobreinversión en infraestructura de sistemas BESS y que terminemos pagando por potencia que no necesitábamos. Por ello es importante monitorear y crecer adecuadamente de manera de quedarnos con los beneficios de instalar el sistema pues permite utilizar la energía de renovables por cuya capacidad ya pagamos”, concluye Álvaro Videla.
“La funcionalidad principal que tienen las baterías es ayudar a solucionar los problemas de vertimiento de energía, y esa energía poder aprovecharla en la noche, cuando realmente el país tiene una necesidad”, puntualizó Javier Dib, CEO de AES Andes.