17 de agosto de 2026

 

Si bien la inversión en almacenamiento de energía en Chile hasta la fecha se ha canalizado principalmente hacia sistemas de baterías de ion-litio, el almacenamiento por bombeo empieza a aparecer en el radar de nuevo.

Un proyecto de US$900mn —450MW Atacama, vinculado a la firma francesa Hyvity— se encuentra en fase de evaluación ambiental, y la iniciativa de US$1.4bn y 800MW Paposo, de la generadora chilena Colbún, sigue en el portafolio de la compañía.

Un proyecto de bombeo de US$1.000 millones y 300MW —bautizado Espejo de Tarapacá y perteneciente a Valhalla— fue presentado en 2014, pero cancelado hace unos años, según información de la base de datos de BNamericas.

Para conversar sobre la tecnología y explorar por qué el segmento aún no ha logrado despegar, BNamericas habló con Bernardo Severino, jefe de estudios del centro de transición energética de la Universidad Adolfo Ibáñez, CENTRA.

BNamericas: ¿Cuáles serían los beneficios de tener una central de bombeo hidráulico en Chile?

Severino: El principal beneficio sería disponer de almacenamiento de larga duración para trasladar energía renovable entre días. Esto permitiría reducir el uso de generación a gas o diésel durante periodos prolongados de baja producción solar o eólica, disminuir los costos de operación y contribuir a la suficiencia y resiliencia del sistema eléctrico. Además, una central de bombeo puede prestar servicios de flexibilidad y apoyo a la operación diaria.

Para entender este aporte, es necesario considerar cómo funciona esta tecnología. Una central de bombeo almacena energía elevando agua desde un reservorio inferior hacia uno superior y la recupera posteriormente mediante turbinas. En términos simples, funciona como una batería hidráulica. Su principal ventaja es que la potencia de la planta, determinada por los equipos de generación y bombeo, puede dimensionarse con relativa independencia de su capacidad energética, asociada al volumen útil de los reservorios. Este mayor desacoplamiento facilita el desarrollo de proyectos de doce, veinticuatro o más horas, mientras que en los BESS aumentar la duración exige incorporar proporcionalmente más módulos de batería.

La relevancia sistémica de este tipo de almacenamiento fue analizada en el estudio Análisis de la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Larga Duración al Sistema Eléctrico Nacional, desarrollado en el marco de la [cátedra] por el Centro de Transición Energética, CENTRA, de la Universidad Adolfo Ibáñez, junto con EDF power solutions Chile, en el marco de la Cátedra de Investigación Industrial CENTRA-EDF. En ese trabajo evaluamos distintas tecnologías de almacenamiento de larga duración, entre ellas las centrales de bombeo hidráulico, mediante un modelo de planificación que incorporó secuencias cronológicas de varios días. Esta representación permitió capturar el valor de trasladar grandes volúmenes de energía entre periodos de abundancia y escasez renovable. En los escenarios analizados, la incorporación de almacenamiento de larga duración redujo principalmente el despacho térmico y los costos de operación. Uno de los resultados centrales es que una modelación basada solo en días típicos aislados puede representar el arbitraje intradiario, pero subestimar el valor de mover energía entre días.

El bombeo no produce energía neta, ya que existen pérdidas durante el ciclo de carga y descarga. Su beneficio aparece cuando permite evitar costos mayores, asociados a generación con gas o diésel, vertimientos renovables, arranques, encendidos y apagados de unidades térmicas, o inversiones adicionales de respaldo o de transmisión. Por ello, su valor no debe evaluarse únicamente por el diferencial horario de precios, sino también por su contribución a reducir los costos totales de operación e inversión del sistema, mejorar la suficiencia energética y disminuir la exposición a combustibles importados.

Una vez construida, la planta tampoco queda reservada para periodos de escasez. Puede realizar arbitraje intradiario y prestar servicios de reserva, regulación de frecuencia, control de tensión y apoyo ante contingencias. Según su configuración y modo de operación, las unidades síncronas también pueden aportar inercia y potencia de cortocircuito. Su atributo estratégico, sin embargo, sigue siendo la capacidad de entregar grandes volúmenes de energía durante periodos más prolongados que los cubiertos habitualmente por los BESS.

BNamericas: Parece que Chile es muy apto para tales plantas, dado su geografía (montañas cerca de la costa, etc.). ¿Qué opina?

Severino: Chile presenta condiciones geográficas favorables para desarrollar centrales de bombeo, principalmente por sus desniveles y por la cercanía entre zonas elevadas, áreas con alta generación renovable y la red eléctrica. Esta apreciación no se basa solamente en una observación general de la geografía del país.

Un estudio realizado en el marco de la cooperación entre GIZ y el Ministerio de Energía identificó, mediante un análisis geoespacial, numerosos emplazamientos potenciales para centrales de bombeo en Chile, tanto costeras como interiores con dos reservorios. A partir de estos antecedentes, el Ministerio cuantificó y filtró el potencial de bombeo para incorporarlo en la Planificación Energética de Largo Plazo 2023–2027, donde esta tecnología fue considerada como alternativa candidata en la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional. Esto confirma que Chile cuenta con un potencial geográfico relevante y ya identificado, aunque cada emplazamiento requiere estudios específicos para determinar su viabilidad.

Sin embargo, los sitios detectados corresponden a un potencial preliminar y no necesariamente a proyectos con factibilidad demostrada. Para que un emplazamiento se transforme en un proyecto, debe existir también una conexión adecuada a la red, una necesidad de almacenamiento en esa zona y condiciones económicas, ambientales y territoriales que permitan desarrollarlo.

BNamericas: Aparte del tema de los permisos, ¿hay algún consenso en el sector eléctrico local sobre las razones por las que aún no hay tales plantas en el país?

Severino: Descartando el tema de los permisos, no diría que exista todavía un consenso claro en el sector eléctrico chileno. El almacenamiento de larga duración ha recibido menos atención que las baterías de ion-litio y aún existen pocos estudios locales sobre sus condiciones de implementación, sus modelos de negocio y su aporte bajo distintos escenarios de operación.

Sin embargo, a partir del estudio que realizamos en CENTRA junto con EDF power solutions Chile, es posible identificar algunas barreras.

La primera es que la necesidad de almacenamiento de larga duración es relativamente reciente y todavía no se percibe como urgente. Durante buena parte del desarrollo del sistema chileno, la flexibilidad fue entregada por centrales hidroeléctricas con embalse y generación térmica despachable. Con el crecimiento de la generación solar y eólica, la necesidad de almacenamiento ha aumentado, pero hasta ahora el problema más visible ha sido el balance intradiario, que las baterías de cuatro o cinco horas pueden atender. El valor de trasladar grandes volúmenes de energía entre días todavía no se traduce de manera clara en señales de inversión.

A esto se suma una limitación metodológica. Si la planificación utiliza días típicos aislados o periodos sin suficiente continuidad cronológica, puede representar bien una batería que carga y descarga dentro del mismo día, pero subestimar una tecnología cuyo valor aparece al mover energía entre varios días. Nuestro estudio mostró que el almacenamiento de larga duración comenzaba a tener valor cuando el modelo incorporaba secuencias multidiarias de abundancia y escasez renovable.

Este posible sesgo puede producir un efecto de arrastre en la discusión sobre seguridad de suministro. Si la PELP no releva adecuadamente el valor del almacenamiento de larga duración, estas tecnologías tampoco suelen considerarse como alternativas en análisis posteriores. Las medidas de mitigación terminan concentrándose en gas, diésel, gestión de cuencas y otras acciones operacionales, mientras que el potencial del almacenamiento para enfrentar eventos multidiarios queda fuera de la evaluación.

Existe, además, una brecha de información importante. En Chile todavía faltan estudios detallados sobre la frecuencia, duración y severidad de las llamadas sequías renovables: periodos prolongados de baja generación eólica, solar o de ambas fuentes. También es necesario estudiar cómo podrían evolucionar estos eventos bajo escenarios de cambio climático y condiciones meteorológicas extremas. Sin esa información es difícil estimar con precisión cuánto almacenamiento de larga duración necesitará el sistema, en qué zonas y con qué duración.

En materia de financiamiento, nuestro estudio no identificó un problema estructural de missing money. Bajo los supuestos del modelo, los ingresos por energía, potencia y servicios complementarios permitían recuperar la inversión. Sin embargo, ese resultado supone un despacho intertemporal optimizado y una correcta valorización del costo de oportunidad de la energía almacenada.

En la práctica, todavía no está del todo claro cómo se realizará el despacho de estos activos, cómo se gestionará su estado de carga y cuán predecibles serán sus ingresos. Tampoco existe una remuneración explícita por su aporte a la resiliencia frente a eventos prolongados, un valor que no necesariamente queda reflejado en el arbitraje diario o en los mecanismos actuales de potencia y servicios complementarios.

Por tanto, más que un consenso sobre una barrera única, existen varias dimensiones que todavía requieren mayor análisis. Nuestro estudio permitió cuantificar el valor sistémico del almacenamiento de larga duración bajo distintos escenarios, pero aún es necesario profundizar en aspectos como la caracterización de las sequías renovables, su evolución futura, el diseño del despacho, la gestión del estado de carga y la remuneración de los aportes a la resiliencia.

Gentileza BNAmericas