Hacia fines de 2025 el almacenamiento en Chile duplicó su presencia en el mercado eléctrico y alcanzó 3,2 GW de capacidad instalada y 9,1 GWh de energía almacenable; en abril de 2026 el pipeline cerró con una cartera de más de 10 GW de proyectos BESS en despliegue activo, cerca de 44 GWh. La expansión se concentró en baterías de corta duración —del orden de 4 a 6 horas— ubicadas donde hay alta penetración solar y congestión de transmisión.
El documento zanja una pregunta concreta: cómo debe valorizarse la energía almacenada mientras se espera la implementación de la nueva arquitectura de despacho. Hoy la operación de los BESS descansa en el costo incurrido de carga. Si una batería cargó a costo marginal cero en una hora de vertimiento, esa energía queda con costo variable cero para la operación real, y al descargarse en la noche deprime artificialmente los costos marginales. El costo incurrido mide cuánto costó adquirir la energía; el costo de oportunidad mide qué se sacrifica al usarla ahora y no después. En un recurso gestionable, es lo segundo lo que guía la operación eficiente.
La brecha se manifiesta en tres planos
- Programación de corto plazo e intradiaria: valorizar solo por costo de carga puede inducir descargas prematuras o asignar energía que sería más valiosa en horas de mayor exigencia.
- Operación en tiempo real: se observan adelantos de descarga, instrucciones manuales y desviaciones respecto del programa sin trazabilidad suficiente para evaluar si fueron eficientes.
- Formación de precios: la desconexión entre programa, despacho efectivo y valorización intertemporal entrega señales incompletas tanto para la operación como para la inversión en flexibilidad.
El marco habilitante ya existe
Chile no parte de cero. El costo de oportunidad se aplica hace décadas al agua embalsada, y en 2025 las centrales de embalse fijaron el precio cerca del 40% de las horas de noche. El Coordinador ya lo usa para centrales con capacidad de regulación e impacto relevante en la operación, y aplicó una lógica de minimización de costos con señales intertemporales al caso de BESS El Salvador. Las modificaciones al DS125/2017 exigen calcular el costo de oportunidad y automatizar el despacho, pero su implementación puede tomar entre dos y tres años. Simulaciones del SEN al año 2027 hechas en AMEBA muestran que a partir de 1 GW de capacidad instalada los BESS ya producen efectos relevantes sobre los costos marginales y el costo de operación del sistema.
Cuatro medidas prioritarias
- Adoptar una metodología explícita de valorización intertemporal por costo de oportunidad como regla general, con exclusión eventual de las unidades bajo autodespacho.
- Agregar gatillos de reprogramación intradiaria ligados a adelantos de descarga, variaciones del estado de carga y diferencias entre programa y operación real.
- Reforzar la trazabilidad en tiempo real: registro de instrucciones, justificaciones y efectos esperados sobre seguridad, congestión o costo marginal.
- Alinear modelación, despacho y precios, con restricciones operativas reales, mayor granularidad en horas críticas y criterios públicos de desempate ante soluciones degeneradas.