El almacenamiento en baterías está cambiando algunos contratos solares chilenos al separar el momento de generación del momento de entrega. Los sistemas con varias horas de duración pueden cargarse durante los periodos de producción solar y respaldar bloques nocturnos contratados, pero el proyecto debe conservar la energía utilizable y la potencia durante toda la vigencia del acuerdo.
Las baterías con varias horas de duración separan cuándo se genera la energía solar de cuándo se entrega la electricidad, cambiando cómo se diseñan, contratan y operan algunos proyectos a escala de red.
Los proyectos solares con almacenamiento más recientes de Chile están haciendo cada vez más visible un cambio comercial. ContourGlobal ha comenzado la construcción de Los Maitenes en la región de O’Higgins, que combina 131 MWp de generación solar con un sistema de baterías de 90 MW/360 MWh. La operación comercial está prevista para finales de 2027. El proyecto cuenta con un contrato de compraventa de energía a largo plazo que cubre bloques de entrega diurnos y nocturnos, mientras que parte de su capacidad seguirá disponible para oportunidades de venta en el mercado sin contrato. (Energy-Storage.News)
Los contratos recientes de Grenergy muestran el cambio con mayor claridad. El 30 de junio, la compañía anunció en Chile un acuerdo a 15 años por 1 TWh de electricidad anual durante horas sin generación solar, suministrada mediante su proyecto de baterías Elena. Al día siguiente, lanzó una subasta inversa por 1.5 TWh de suministro anual desde activos solares y de almacenamiento en el norte y centro de Chile. El volumen propuesto se dividía en 960 GWh de electricidad almacenada en baterías para entrega nocturna y 540 GWh de generación fotovoltaica para entrega diurna. Por tanto, el diseño del contrato trata el horario de entrega como una característica explícita de la electricidad vendida. (Grenergy — PPA nocturno; Grenergy — Subasta inversa)
Estos acuerdos no significan que todo el mercado solar chileno haya adoptado un nuevo modelo. Sí muestran que algunos proyectos a escala de red están yendo más allá de contratos que simplemente siguen la curva de producción solar. El almacenamiento permite a los promotores ofrecer electricidad según un calendario de entrega diferente de las horas en que se generó originalmente.
Por qué importa el tiempo en Chile
La economía de este desarrollo está estrechamente ligada a la configuración del sistema eléctrico chileno. La energía solar y la eólica representaron alrededor del 38% de la electricidad inyectada al sistema nacional en 2025, según el Coordinador Eléctrico Nacional. Durante algunas horas del año, las dos tecnologías suministraron hasta el 79% de la demanda. Al mismo tiempo, el Ministerio de Energía de Chile informa de que se recortaron más de 6,000 GWh de generación renovable en 2025 debido a cuellos de botella de transmisión. (Coordinador Eléctrico Nacional; Ministerio de Energía)
Esa combinación crea tanto una restricción de red como un problema de horario. La producción solar se concentra durante las horas de luz, mientras que la demanda y la disponibilidad de transmisión no coinciden necesariamente con ese perfil de producción. Añadir capacidad solar por sí solo no cambia cuándo llega esa electricidad al sistema.
El almacenamiento introduce otro grado de flexibilidad. Una batería puede cargarse mientras hay generación solar disponible y descargarse varias horas después, lo que permite que el perfil de entrega del proyecto difiera de su perfil de producción. No elimina la necesidad de invertir en transmisión. La energía desplazada en el tiempo sigue teniendo que circular por la red, y el almacenamiento en un lugar no puede resolver la congestión en otro. Sin embargo, puede dar al proyecto mayor control sobre cuándo la electricidad almacenada queda disponible para el mercado.
Los proyectos en operación de ContourGlobal muestran cómo funciona esto en la práctica. Quillagua combina 221 MWp de energía solar con 1.2 GWh de almacenamiento en baterías. La compañía informa de que la planta puede entregar 200 MW durante hasta 6.2 horas después de la puesta de sol, bajo un contrato de compraventa de energía nocturna a largo plazo. (ContourGlobal — Quillagua)
Víctor Jara ofrece un segundo ejemplo en operación. El proyecto combina 231 MWp de capacidad fotovoltaica con 1.3 GWh de almacenamiento en baterías y puede entregar hasta 200 MW durante 6.5 horas después de la puesta de sol. La operación comercial comenzó en marzo de 2026 y el proyecto incluye un PPA exclusivamente nocturno a 15 años con Copec EMOAC. (ContourGlobal — Víctor Jara; ContourGlobal — Cartera BESS)
La duración de estos sistemas tiene un propósito comercial concreto. Una batería de seis horas no es automáticamente superior a un sistema de dos o cuatro horas; la duración adquiere valor cuando se ajusta al trabajo que se espera del proyecto. En Quillagua y Víctor Jara, el almacenamiento de varias horas prolonga la entrega mucho más allá de la puesta de sol y respalda contratos cuyos horarios difieren sustancialmente del perfil de generación solar subyacente.
Esta es una forma más útil de interpretar el desarrollo de BESS de varias horas en Chile que limitarse a comparar el tamaño de los proyectos. La cuestión es si la duración del almacenamiento, la potencia nominal y la estrategia operativa se ajustan al periodo durante el que debe entregarse la electricidad.
Los contratos se vuelven más específicos en el tiempo
Grenergy ofrece un conjunto independiente de ejemplos. Su PPA nocturno de junio cubre 1 TWh anual durante 15 años y se aplica específicamente a horas sin generación solar. La entrada en vigor del acuerdo está prevista entre julio y octubre de 2026. (Grenergy)
Su subasta inversa de julio hace especialmente explícita la distinción de horarios. De los 1.5 TWh de suministro anual propuestos, 960 GWh procederían de electricidad almacenada en baterías e inyectada durante los periodos nocturnos y 540 GWh de producción fotovoltaica, con el suministro previsto a partir de 2028. (Grenergy)
La subasta debe describirse según su estado real. Grenergy lanzó el proceso y aceptó solicitudes hasta el 22 de julio, pero iniciar un proceso de contratación no equivale a adjudicar un PPA. A fecha del 7 de agosto de 2026, las páginas públicas de noticias y comunicaciones al mercado de valores de la compañía no muestran una adjudicación anunciada para el volumen ofertado. Su importancia en esta fase reside en el producto ofrecido a los posibles compradores: la generación fotovoltaica diurna y el suministro nocturno de baterías se separaron en periodos de entrega distintos. (Noticias de Grenergy; Comunicaciones de Grenergy a la CNMV)
Grenergy también ha firmado un PPA híbrido a 12 años para Algarrobal, la quinta fase de Oasis de Atacama. El acuerdo cubre 350 GWh anuales desde un proyecto previsto con 242 MW de energía solar y 1,412 MWh de almacenamiento. Se espera que el proyecto comience a operar en el tercer trimestre de 2027, mientras que el suministro contratado está previsto a partir del 1 de enero de 2028. (Grenergy)
En conjunto, estos contratos muestran varias formas en que los promotores utilizan el almacenamiento para cambiar la relación entre generación y entrega. No establecen un modelo único de PPA chileno, pero hacen que el horario sea una parte cada vez más visible de la comercialización de algunos proyectos solares con almacenamiento.
La financiación de proyectos ofrece una medida distinta de la madurez del mercado. En febrero, Grenergy obtuvo $355 millones de financiación sénior sin recurso para Gran Teno, Tamango y Planchón. En conjunto, los tres proyectos representan 398 MW de capacidad solar y unos 1.4 GWh de almacenamiento. La financiación respalda la hibridación de Gran Teno y Tamango y la construcción del proyecto híbrido Planchón. (Grenergy)
En mayo, Grenergy obtuvo otros $268 millones de financiación sénior sin recurso para Monte Águila, un proyecto de Central Oasis con 342 MW de capacidad solar y 1,034 MWh de almacenamiento. El proyecto tiene un PPA diurno a 12 años que cubre 280 GWh anuales, mientras que se espera comercializar una parte importante de su energía restante a través de GR Power. Estas cifras figuran en la comunicación formal de Grenergy al mercado de valores sobre la financiación. (Grenergy — Comunicación al mercado de valores sobre Monte Águila)
Estas operaciones no deben interpretarse como prueba de que los prestamistas financian los proyectos específicamente porque las baterías pueden entregar electricidad por la noche. Sus estructuras de ingresos incluyen generación solar contratada y otras vías de comercialización. Lo que demuestra la financiación es más concreto, pero sigue siendo importante: los grandes activos híbridos de energía solar y almacenamiento en Chile han avanzado lo suficiente como para atraer a consorcios bancarios internacionales mediante estructuras convencionales de financiación de proyectos sin recurso.
Por tanto, la evidencia de los contratos y la de la financiación responden a preguntas diferentes. Los PPA y las subastas muestran cómo los promotores están experimentando con el horario de entrega de electricidad. La financiación muestra que los activos híbridos subyacentes están alcanzando suficiente madurez para acceder a financiación de proyectos a gran escala. Mantener separadas esas dos conclusiones refuerza la señal del mercado, no la debilita.
La batería debe cumplir el contrato, no solo su capacidad nominal
Un acuerdo de entrega a 12 o 15 años cambia cómo debe evaluarse la batería. En la puesta en servicio, un proyecto puede tener suficiente energía nominal para cubrir su periodo de entrega. Años después, la cuestión comercial más importante es si sigue habiendo suficiente energía utilizable, a la potencia requerida, cuando el contrato la exige.
La degradación de la batería convierte esto en una cuestión de ciclo de vida. Si disminuye la capacidad utilizable, el propietario puede necesitar añadir capacidad de batería, modificar los periodos operativos o cambiar la estrategia de despacho para conservar la capacidad prevista del activo. Las hipótesis de NREL para baterías a escala de red, por ejemplo, incluyen costes de ampliación de capacidad para que un sistema modelizado pueda mantener su capacidad nominal durante una vida útil de 15 años. Sandia también ha descrito el sobredimensionamiento inicial, las ampliaciones periódicas de capacidad y la sustitución como estrategias para mantener la capacidad de almacenamiento a medida que envejecen las baterías. (NREL; Sandia National Laboratories)
Esto cambia la forma de interpretar el coste del proyecto. El coste instalado por kWh sigue siendo importante en la adquisición, pero no refleja toda la economía de una batería que deba respaldar un perfil de entrega similar durante más de una década. Un sistema que cuesta menos el primer día puede necesitar más ampliaciones de capacidad posteriormente, o presentar un perfil diferente de degradación y disponibilidad.
Los PPA aquí analizados no establecen una métrica formal denominada “coste por MWh entregado de forma fiable”. Aquí resulta más adecuado entenderla como una perspectiva de análisis. Para un activo de almacenamiento que respalda una entrega contratada a largo plazo, una pregunta útil es cuánto cuesta conservar durante la vida del proyecto la capacidad de entrega prometida, en lugar de considerar únicamente el coste de instalar su capacidad nominal original.
Es aquí donde las especificaciones de las baterías comienzan a relacionarse directamente con el rendimiento comercial. Dos sistemas con la misma capacidad inicial en MWh no tienen por qué ofrecer la misma economía de entrega durante su vida útil si difieren sus trayectorias de degradación, necesidades de ampliación, restricciones operativas y disponibilidad.
Los controles forman parte del mismo problema. Cuando el almacenamiento transforma la generación solar para ajustarla a un periodo de entrega definido, el sistema de gestión de energía debe coordinar la carga, la descarga y la energía disponible dentro de los límites técnicos y las obligaciones comerciales. El despacho afecta al estado de carga y a los ciclos, y esas decisiones operativas influyen en la evolución de la capacidad utilizable a medida que envejece el proyecto.
Por tanto, para proveedores e integradores, la cuestión competitiva se vuelve más exigente que considerar únicamente los $/kWh iniciales. A los propietarios de proyectos les sigue importando el coste de adquisición, pero un sistema que respalda un contrato de entrega a largo plazo también debe evaluarse según cómo se gestionarán la energía utilizable, la disponibilidad, los controles y las ampliaciones de capacidad durante su vida operativa.
El operador del sistema chileno está elevando al mismo tiempo las exigencias técnicas. En mayo, el Coordinador publicó una guía de verificación para instalaciones basadas en inversores Grid Forming, con el almacenamiento en baterías entre las tecnologías incluidas. Su marco contempla tres etapas: validación del modelo y pruebas Hardware-in-the-Loop antes de la conexión, verificación en campo durante la puesta en servicio y seguimiento continuo durante la operación. (Coordinador — Guía técnica; Coordinador — Seminario web sobre Grid Forming)
La capacidad de formación de red y el desplazamiento nocturno de energía siguen siendo funciones separadas. Una no debe utilizarse como prueba de la otra, ni debe suponerse que generan el mismo flujo de ingresos. Su punto de encuentro es más amplio: a medida que las baterías se convierten en activos relevantes del sistema eléctrico chileno, tanto los requisitos comerciales de entrega como los de integración en la red van más allá de una cifra destacada en MWh.
Persisten límites. El almacenamiento no puede eliminar por sí solo la congestión de transmisión. Funcionarios de CNE han destacado los desafíos que persisten en el diseño del mercado de almacenamiento, la regulación, las tarifas y la planificación del sistema, y han subrayado la necesidad de reconocer los servicios que pueden proporcionar los BESS y de reforzar la infraestructura de transmisión. (Comisión Nacional de Energía)
Chile también tiene proyectos de baterías independientes cuyas estrategias operativas y fuentes de ingresos difieren de las de los activos solares con almacenamiento en el mismo emplazamiento. Los PPA exclusivamente nocturnos y por bloques horarios son modelos comerciales emergentes, no descripciones de todo el mercado chileno de almacenamiento.
No obstante, varios avances apuntan en una dirección similar. Los proyectos en operación ya están entregando electricidad de origen solar durante más de seis horas después de la puesta de sol. Los Maitenes está en construcción con un PPA que abarca bloques de entrega diurnos y nocturnos. Grenergy ha firmado un contrato que cubre específicamente horas sin generación solar y ha ensayado una estructura de contratación que separa la generación fotovoltaica diurna del suministro nocturno de baterías. Las grandes carteras híbridas también están atrayendo financiación sin recurso.
La importancia no reside simplemente en que Chile esté instalando más almacenamiento. Las baterías con varias horas de duración permiten que algunos proyectos solares definan su producto comercial en torno a la entrega y no solo a la generación. La electricidad producida con un perfil solar variable puede transformarse en un bloque programado que se ajuste mejor al momento en que el comprador desea recibirla.
Ese cambio también modifica el criterio con el que se evalúa la batería. El menor coste inicial por MWh instalado no se traduce necesariamente en el menor coste durante el ciclo de vida para respaldar un perfil de entrega contratado durante 12 o 15 años. La degradación, las ampliaciones de capacidad, la disponibilidad y la estrategia operativa pueden influir en cuánta energía utilizable queda disponible cuando se espera que el proyecto entregue electricidad.
La ejecución determinará hasta dónde se extiende el modelo. Los proyectos en construcción todavía deben alcanzar la operación comercial. Las nuevas estructuras de contratación deben convertirse en contratos firmados. Las baterías en operación deben mantener su capacidad de entrega durante largos periodos contractuales. Chile también necesita ampliar la transmisión junto con el almacenamiento si quiere reducir los recortes de generación renovable que contribuyeron a crear esta oportunidad.
Si esos elementos siguen alineándose, la lección más importante de Chile no será el número de gigavatios-hora de baterías instaladas. Será visible en lo que los proyectos solares pueden prometer a sus clientes y en lo que sus sistemas de baterías deben entregar de forma fiable para cumplir esa promesa.
Lectura relacionada: cómo la degradación cambia la capacidad utilizable de la batería con el tiempo.
