Las baterías que almacenan electricidad para devolverla a la red podrían no aprovechar las horas de mayor precio en Chile debido a la forma en que se programan sus cargas y descargas, advirtió Matías Negrete, director de la consultora Vinken. La observación fue difundida el 26 de octubre, en medio de un rápido crecimiento de estas instalaciones en el país.
El especialista sostiene que, en buena parte de los casos, las baterías siguen en tiempo real la instrucción definida en la última programación disponible. Si las condiciones del sistema cambian después de esa planificación, la instalación podría tener menos margen para adaptar su operación.
La advertencia apunta a una posible limitación de ingresos y a la eficiencia del despacho eléctrico. Los antecedentes disponibles no permiten afirmar que exista una pérdida económica atribuible exclusivamente a esta situación.
Quién decide cuándo se descargan las baterías
Los sistemas de almacenamiento reciben electricidad y la guardan para inyectarla posteriormente. Una de sus aplicaciones consiste en cargar durante períodos de abundante generación solar y descargar cuando esa producción disminuye.
La diferencia entre los precios de carga y descarga puede generar ingresos para los propietarios. Sin embargo, ese resultado depende de las condiciones efectivas del mercado, los costos de operación y el momento en que la batería pueda utilizar su energía.
En el Sistema Eléctrico Nacional, el Coordinador Eléctrico determina los perfiles de carga y descarga de las instalaciones que están bajo su programación centralizada. Su objetivo es mantener una operación segura y minimizar el costo total del sistema, por lo que el horario más favorable para un propietario no siempre coincide con las necesidades de la red.
Según Negrete, el problema aparece cuando una batería mantiene la instrucción de carga o descarga de la última programación mientras otros recursos se ajustan a cambios en la demanda, la generación o la disponibilidad de las líneas. A su juicio, esa rigidez puede impedir que el sistema aproveche toda la flexibilidad del almacenamiento.
La programación sí puede actualizarse durante la jornada. En una presentación de agosto, el Coordinador explicó que realizaba entre una y siete actualizaciones intradiarias por día. La discusión se concentra en la capacidad de reaccionar entre esas revisiones y en cómo se valoriza la energía almacenada al tomar decisiones en tiempo real.
La diferencia entre el precio previsto y el observado
Negrete examinó la operación de las baterías durante el 12 y 13 de octubre. Para las horas en que descargaron, identificó un precio real promedio de US$2,8 por megavatio hora (MWh), frente a los US$41 por MWh considerados en la programación.
El director de Vinken planteó que, además de las diferencias entre las condiciones previstas y las reales, la forma de incorporar la descarga de las baterías influyó en el bajo precio registrado. Su análisis sostiene que el valor de la energía almacenada no quedó adecuadamente reflejado en esa señal.
La comparación muestra una diferencia entre el precio previsto y el observado, pero no determina cuánto habrían ganado las instalaciones bajo un despacho distinto. Tampoco permite atribuir toda la variación de precios a una sola causa.
El precio mayorista puede cambiar por factores como la disponibilidad de generación, la demanda y las restricciones de transmisión. Para los propietarios, además, el arbitraje entre horas no es necesariamente la única fuente de ingresos: las baterías pueden participar en otros mecanismos, como los de potencia y servicios complementarios, sujetos a sus condiciones técnicas y regulatorias.
Más de 3.100 MW en operación
La discusión ocurre mientras crece la capacidad de almacenamiento. El boletín de septiembre de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) contabilizó 3.125 megavatios (MW) de baterías en operación, con una capacidad energética conjunta de 13.555 MWh.
La potencia en MW expresa cuánto pueden entregar las instalaciones en un momento determinado; los MWh indican cuánta energía pueden almacenar. El registro incluye baterías independientes y otras asociadas a centrales de generación.
A la misma fecha, ACERA registró otros 3.017 MW en pruebas y 5.130 MW en construcción. Esas etapas no equivalen a capacidad ya disponible para operar comercialmente.
Durante septiembre, las baterías inyectaron 584 gigavatios hora, equivalentes al 7,9% de las inyecciones contabilizadas por tecnología en el Sistema Eléctrico Nacional. Esa electricidad había sido almacenada previamente; las baterías no la producen a partir de una fuente primaria.
El valor de guardar energía para más tarde
Uno de los conceptos centrales del debate es el costo de oportunidad: el valor de conservar la energía para utilizarla en otro momento. Como la carga de una batería es limitada, descargarla ahora reduce la electricidad disponible para las horas siguientes.
Incorporar ese valor en las decisiones operativas permitiría evaluar, por ejemplo, si conviene usar la energía almacenada de inmediato o reservarla para un período en que el sistema pueda necesitarla más. La definición debe considerar tanto las condiciones económicas como la seguridad de la red.
El Decreto Supremo 32, publicado el 17 de junio de 2026, contempla el cálculo del costo de oportunidad para sistemas de almacenamiento, según corresponda y conforme a la norma técnica. El texto establece un plazo de 24 meses desde su publicación para que el Coordinador implemente los procedimientos y herramientas necesarios para aplicar esas disposiciones.
El mismo decreto fija un plazo de 36 meses para implementar las herramientas automáticas de despacho. Se trata de plazos de implementación; su publicación no significa que todas esas herramientas ya estén operativas.
ACERA presentó en julio un estudio encargado a Vinken con propuestas sobre programación intradiaria, cálculo del costo de oportunidad y uso de información actualizada. Por su parte, la Comisión Nacional de Energía ha planteado ajustes a la Norma Técnica de Coordinación y Operación, junto con estudios para definir futuras funciones de control y despacho.
REDIMIN Responde
¿Cuál es la advertencia principal sobre las baterías que almacenan electricidad en Chile?
Matías Negrete, director de la consultora Vinken, advirtió que las baterías podrían no aprovechar las horas de mayor precio debido a la forma en que se programan sus cargas y descargas, lo que podría limitar los ingresos y la eficiencia del despacho eléctrico.
¿Quién determina los perfiles de carga y descarga de las baterías en el Sistema Eléctrico Nacional de Chile?
El Coordinador Eléctrico determina los perfiles de carga y descarga de las instalaciones bajo su programación centralizada, con el objetivo de mantener una operación segura y minimizar el costo total del sistema.
¿Qué diferencia de precios se observó en la operación de las baterías durante el 12 y 13 de octubre?
Negrete identificó un precio real promedio de US$2,8 por MWh para las horas en que las baterías descargaron, en comparación con los US$41 por MWh considerados en la programación.
¿Cuál es la capacidad de almacenamiento de baterías en operación en Chile según el boletín de ACERA de septiembre?
El boletín de ACERA de septiembre contabilizó 3.125 MW de baterías en operación, con una capacidad energética conjunta de 13.555 MWh.
¿Qué establece el Decreto Supremo 32 sobre el cálculo del costo de oportunidad para sistemas de almacenamiento?
El Decreto Supremo 32, publicado el 17 de junio de 2026, contempla el cálculo del costo de oportunidad para sistemas de almacenamiento y establece un plazo de 24 meses para que el Coordinador implemente los procedimientos y herramientas necesarios para aplicar esas disposiciones.