Resumen Ejecutivo

Chile avanza en una profunda transición energética con la meta de alcanzar la carbono-neutralidad al 2050. Esto implica sustituir progresivamente las fuentes fósiles por energías renovables y electrificar el transporte, la calefacción y procesos industriales. Sin embargo, la variabilidad natural de estas fuentes entre horas y días hace indispensable contar con sistemas de almacenamiento que permitan equilibrar generación y consumo, aprovechar los excedentes solares diurnos y asegurar suministro durante los periodos de menor producción renovable.

En los últimos años, Chile ha experimentado un crecimiento explosivo en proyectos de almacenamiento con baterías (BESS). Hoy existen cerca de 2 GW en operación y varios gigavatios adicionales en construcción, lo que posiciona al país como líder regional en esta tecnología. Los BESS han comenzado a desempeñar un rol clave en la integración de energías renovables, ayudando a disminuir los recortes de renovables y mejorar la flexibilidad del sistema. Sin embargo, los sistemas BESS, con autonomías típicas de entre 4 y 6 horas, no son suficientes para enfrentar eventos prolongados de baja generación eólica o solar, ni para garantizar un suministro continuo a industrias que buscan operar con matrices energéticas de cero emisiones. En este contexto, los Sistemas de Almacenamiento de Larga Duración (LDES) surgen como la siguiente frontera tecnológica para gestionar la variabilidad interdiaria, mejorar la suficiencia del sistema y viabilizar una matriz 100 % renovable.

El desarrollo de los LDES en Chile es virtualmente nulo, reflejando una problemática estructural que da continuidad al diagnóstico anterior: aunque estas tecnologías pueden complementar la expansión de los BESS y permitir una matriz más flexible y resiliente, el actual marco regulatorio y de mercado no reconoce ni remunera adecuadamente sus beneficios sistémicos. Esta falta de valoración se traduce en una brecha de viabilidad económica entre el valor técnico que los LDES aportan al sistema y la rentabilidad privada que perciben los inversionistas, lo que limita las señales de inversión y dificulta la materialización de proyectos. En consecuencia, persisten interrogantes críticas sobre el rol de los LDES en la transición energética chilena y sobre las condiciones institucionales y de mercado necesarias para su despliegue eficiente.

Este desafío fue abordado en el marco de la Cátedra de Investigación Industrial CENTRA–EDF power solutions Chile, que buscó aportar evidencia técnica y económica para orientar el desarrollo de los sistemas LDES en el país. Desde esta perspectiva, se plantearon preguntas centrales sobre la conveniencia de su incorporación al Sistema Eléctrico Nacional, las condiciones de mercado que permitirían viabilizar su inversión y la posibilidad de articular modelos de negocio complementarios.

Para responder a estas interrogantes, la cátedra estructuró su trabajo en dos líneas de investigación complementarias. En la primera, se evaluó el valor sistémico de los LDES en la planificación y su valor económico en la operación utilizando el modelo de optimización Switch 2.0. Para ello, se integraron series de tiempo superiores a 24 horas en la planificación de la expansión para representar la variabilidad renovable entre días y se aplicó una metodología de optimización de dos fases para el predespacho y despacho, en reemplazo de las actuales listas de mérito, con el fin de cuantificar la rentabilidad privada de los proyectos bajo un esquema futuro de operación del SEN. En la segunda línea, se exploró la viabilidad de modelos de negocio multipropósito para una central de bombeo (PSP) en Antofagasta, simulando los riesgos y sinergias de articular la venta de agua desalinizada, el desarrollo agrícola (oasificación) y el turismo mediante un Modelo Basado en Agentes (ABM).

Los principales hallazgos del estudio revelan que los LDES entregan valor sistémico para la planificación de la expansión, estimado entre 269 y 632 MMUSD, gracias a la reducción de costos operativos. Se evidenció que con una modernización del despacho; bajo un esquema de optimización con horizonte multi-diario, los proyectos LDES son financieramente rentables, con una Tasa Interna de Retorno (TIR) promedio del 16%. Se identificó como riesgos clave para el valor sistémico y desempeño económico de los LDES la sobre-instalación no planificada de BESS y la entrada en operación tardía de los proyectos (pasado 2033). En cuanto a los modelos de negocio complementarios, el estudio concluyó que la opción agrícola (oasificación) es la más resiliente, mientras que la venta de agua se ve limitada por altos costos logísticos y el turismo debe ser una actividad secundaria. La viabilidad de estos negocios complementarios depende fundamentalmente de alianzas estratégicas.

En conclusión, el estudio afirma que los LDES son activos estratégicos y viables para Chile, pero su despliegue exige acciones concretas. Es fundamental reformar tanto la Planificación Energética (PELP) como el Despacho Económico del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), incorporando horizontes temporales más largos para valorar correctamente la flexibilidad y cerrar la brecha de ingresos. Se debe actuar dentro de una ventana de oportunidad acotada, antes de que soluciones de implementación más rápida desplacen a los LDES por su lentitud de desarrollo. Finalmente, se recomienda fomentar proyectos PSP multipropósito que integren la generación energética con la desalinización para el desarrollo agrícola, apalancados en alianzas estratégicas que aseguren su sostenibilidad.