Chile alcanzaría cerca de 10 GW de baterías operativas durante el primer semestre de 2028, con una duración promedio de 4,4 horas. Ese volumen cambiará la operación diaria del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y obliga a actualizar los criterios con los que el Coordinador decide cuándo cargar, reservar o descargar estos activos.
“Cuando estén todos estos proyectos operativos, del orden del 20% de la demanda del sistema se va a gestionar mediante sistemas de almacenamiento. Ese es el orden de magnitud que va a tener en la operación diaria del sistema”, manifestó Felipe Gallardo, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), durante un encuentro que organizó el gremio.
El país ya cuenta con más de 2 GW en operación, cerca de 3 GW en pruebas y alrededor de 5 GW en construcción. La cartera considera más de 120 iniciativas, con cerca del 80% de la capacidad localizada en la zona norte. Allí se concentran la generación solar, las congestiones de transmisión y una parte relevante de los vertimientos renovables.
Incluso, ACERA proyecta que entre 2026 y 2028 se incorporarán alrededor de 2800 MW por año, por encima de la tasa promedio registrada durante la última década, por encima de los 1817 MW/año dados hasta el momento. Esto significa también que la velocidad de entrada reduce el margen disponible para ajustar los procedimientos del SEN.
“Además, los números dan cuenta de que el último año recortamos del orden de 6 TWh, es decir que cerca del 20% de la capacidad de generación disponible no se puede integrar al sistema”, indicó Gallardo.
“¿Qué nos dicen estas cifras? Que el proceso de transición energética está ingresando a una etapa mucho más madura y también da cuenta de que no basta con seguir integrando más energías renovables, sino que tenemos que dotar al sistema de flexibilidad, de la capacidad de poder gestionar de manera intra horaria toda esta oferta disponible”, agregó.
Frente a esta expansión, ACERA encargó a la consultora Vinken una propuesta gradual que incorpora un costo de oportunidad regulado, declaraciones voluntarias de los agentes y una mayor automatización del despacho.
El estudio estructura las alternativas según cuatro variables: modelo de despacho, estructura de mercado, responsable del cálculo del costo de oportunidad y nivel de automatización.
La secuencia parte en E0, que representa el esquema vigente sin una señal intertemporal suficiente. Luego considera E1, con un costo de oportunidad regulado; E3, con declaración de costos u ofertas simples; E2, con despacho económico centralizado; E4, con ofertas; y E5, con un mercado en tiempo real y optimización de seguridad.
La recomendación inmediata es combinar E1 y E3 en un sistema de dos niveles.
E1 actuaría como piso regulado. El Coordinador Eléctrico Nacional calcularía una referencia pública, trazable y auditable para toda batería que no declare un valor propio.
Mientras que el escenario E3 funcionaría como opción voluntaria. Los agentes con mejor información sobre sus activos podrían declarar su costo de oportunidad dentro de un rango delimitado por el piso de E1 y un techo regulado.
La solución busca cubrir dos brechas. El cálculo centralizado entrega una referencia operativa común, mientras que la declaración voluntaria incorpora información específica que el Coordinador no necesariamente posee.
Vinken aclara que E1 es una etapa transitoria. No reproduce por sí sola el óptimo intertemporal, pero “introduce transparencia” y permite abandonar un esquema donde la energía almacenada puede quedar subvalorada.
El estudio también separa el arbitraje de energía de los servicios complementarios, donde la potencia y los MWh comprometidos para control de frecuencia u otras reservas se tratarían como una restricción dura.
En tanto que la señal económica se aplicaría solamente sobre la capacidad residual. De esa forma, una oportunidad de arbitraje no podría comprometer las reservas destinadas a la seguridad del sistema.
Los cambios al DS125 y el impacto económico de la propuesta
La implementación de E1 y E3 requiere modificaciones al Reglamento de Coordinación y Operación, contenido en el Decreto Supremo 125, y a la Norma Técnica de Coordinación y Operación.
En el DS125, Vinken propone ampliar la definición de costo de oportunidad para explicitar que puede ser calculado por el Coordinador o declarado voluntariamente por el agente.
También plantea habilitar ofertas simples, establecer la periodicidad del recálculo, avanzar hacia instrucciones automáticas y reconocer que los activos con baterías pueden marcar el costo marginal cuando resulten marginales.
El reglamento debería incorporar, además, compensaciones por costos no cubiertos cuando una instalación sea instruida fuera del orden económico.
En la Norma Técnica, la Comisión Nacional de Energía tendría que publicar la metodología C1 + C2 + C3, reconocer el costo de oportunidad como componente del costo variable y definir la frecuencia de actualización.
Otro requerimiento es la telemetría en tiempo real del estado de carga de todas las baterías conectadas al SEN. Sin esa información, el Coordinador no puede valorar adecuadamente la energía disponible ni reconstruir las decisiones operativas.
La norma de cálculo de costos marginales también tendría que adaptarse para los casos en que una batería resulte marginal en su barra de inyección.
Las simulaciones muestran que la propuesta podría reducir el sobrecosto operativo desde aproximadamente 7% bajo la regla actual hasta un rango de entre 3,7% y 5,2% frente al óptimo teórico.
El sobrecosto para la demanda, estimado entre 32% y 41% en el modelo vigente, podría bajar a 18% o incluso 8% con la señal completa.
El principal efecto sería evitar que las baterías se vacíen antes de las horas críticas y obliguen a encender centrales térmicas de respaldo con costos superiores a 250 dólares por MWh.
Con C1 + C2 + C3, las unidades analizadas capturan entre 79% y 98% del arbitraje ideal con previsión perfecta, frente a valores observados de entre 48% y 81%.
La actualización intradiaria también mejora la respuesta ante errores de pronóstico. El cálculo puede adaptarse si la generación solar, el consumo o los costos marginales difieren de lo programado el día anterior.
El estudio enfatiza que el objetivo no es maximizar la rentabilidad de las baterías, sino optimizar el funcionamiento del SEN, reducir costos, aprovechar la generación renovable y fortalecer la seguridad del suministro.
Aun con un despacho más eficiente, el crecimiento masivo traerá otros desafíos. La entrada de capacidad comprimirá el diferencial entre precios diurnos y nocturnos y reducirá progresivamente el margen de arbitraje.
Los servicios complementarios tampoco absorberán toda la oferta. Sus requerimientos son limitados y pueden saturarse rápidamente frente al volumen de proyectos previsto.
Por esa razón, el paso hacia los 10 GW exigirá después nuevos productos de mercado, mecanismos de suficiencia, ofertas y herramientas de despacho económico con restricciones de seguridad.
Chile ya cuenta con proyectos, experiencia operativa y señales de inversión. El reto inmediato es que la regulación y los procedimientos reconozcan correctamente el valor intertemporal de la energía antes de que la capacidad instalada multiplique su incidencia sobre el sistema.