«El LDES no-litio ya entró a la cartera chilena, aunque todavía no a la construcción»

Comparte en:

Perspectivas

¿Cuáles son las perspectivas futuras que ve para el almacenamiento de larga duración en Chile?

Soy optimista, pero prefiero ser preciso con los plazos. Cuando hablamos de larga duración nos referimos, en general, a sistemas capaces de entregar energía por más de ocho horas seguidas. Y lo primero es reconocer que Chile ya no es un mercado que está partiendo: a agosto teníamos 3.116 MW y 13.522 MWh de baterías operando, otros 5.217 MW en construcción y cerca de 28.700 MW adicionales entre proyectos aprobados y en calificación ambiental, según el último boletín de Acera. Ese mes el almacenamiento aportó el 7,2% de la generación del sistema eléctrico nacional, más del triple que un año atrás. Yo veo un camino en dos tiempos. El primero ya está ocurriendo y es simple: más horas de litio. Con costos que cayeron cerca de 47% en ocho años, una batería que hace cinco años era competitiva hasta cuatro horas hoy compite cómoda hasta ocho o diez; la planta Víctor Jara, en Tarapacá, ya entrega 200 MW durante 6,5 horas después de la puesta de sol, con un contrato nocturno a 15 años. El segundo tiempo, hacia 2030, es el LDES propiamente tal: tecnologías que guardan la energía en CO₂ líquido, en hierro-aire, en aire comprimido, en baterías de flujo o levantando peso. Y eso dejó de ser laboratorio: Google firmó con la italiana Energy Dome; Energy Vault y Eskom acordaron un sistema gravitacional en Sudáfrica; y el proyecto Calistoga, en California, ya opera con 48 horas de autonomía. Chile tampoco ha estado al margen: Enlasa, Enel Green Power e incluso Cerro Dominador avanzaron proyectos con la CO₂ Battery de Energy Dome, aunque ninguno se ha construido aún. La escala del desafío, eso sí, es enorme: el LDES Council estima una cartera global de 0,22 teravatios frente a los 8 que se necesitarían a 2040. Hay que correr cincuenta veces más rápido, y eso no pasa solo.

¿Cree que la inversión en equipos de mayor duración deberá esperar frente al actual tren de inversiones en BESS de hasta 4 horas?

La pregunta trae un supuesto que vale la pena desarmar: que una cosa viene después de la otra. En realidad es la misma curva. Hoy se construyen baterías de cuatro horas por razones económicas, no tecnológicas: es la duración que captura el diferencial entre la hora solar barata y la punta de la tarde, y la que un banco entiende sin explicación adicional. Pero esa frontera se está moviendo por tres presiones a la vez. La primera es la saturación: cuando muchas baterías descargan a la misma hora, el diferencial que las remunera se aplana; ya se observa en California y Texas. La segunda es el vertimiento, la energía renovable que se pierde por falta de transporte o consumo: llevamos 3.014 GWh recortados a agosto, concentrados en Antofagasta y Atacama. Y la letra chica trae una buena noticia: el recorte cayó un 3,5% respecto al año anterior, justo cuando el almacenamiento pasó a aportar más del 7% de la generación mensual. Las baterías ya están haciendo su trabajo. La tercera es la demanda que viene -la minería descarbonizando sus procesos y los data centers-, que no pide simplemente energía: pide suministro firme, hora a hora. Mi respuesta concreta: el litio de seis a diez horas no tiene que esperar nada; va a ocurrir igual. El LDES no-litio sí necesita una señal deliberada, porque compite contra una tecnología que ya alcanzó escala, que la banca conoce y que sigue bajando de costo. Y si esperamos a que madure para recién diseñar los incentivos, llegaremos tarde a construir capacidades locales: el equipo se puede comprar después; el conocimiento y la experiencia local, no.

¿En qué cambiaría el escenario de los vertimientos con BESS de mayor duración?

Cambia de naturaleza, no solo de tamaño. Conviene recordar dónde estamos parados: el 10 de mayo pasado, a las 13:00, el 88,4% de la electricidad del país vino de fuentes renovables no convencionales. Cuando uno modela un día de alta radiación en el norte con baterías de cuatro horas, ve algo frustrante: se llenan a las 11 o 12 del día y todo el sol posterior se sigue perdiendo. Sumar horas amplía la ventana en que ese excedente se puede capturar. Hay un segundo efecto que casi nunca entra al caso de negocio y que me parece el más interesante: buena parte del vertimiento chileno no es excedente del sistema, sino congestión de transmisión, energía atrapada detrás de una línea llena. Un activo de mayor duración instalado antes de esa restricción hace el trabajo de una línea nueva sin construirla: absorbe cuando la red está saturada y entrega cuando se libera.

Ese valor existe, pero hoy nadie se lo paga al desarrollador. Y el tercer efecto es un salto conceptual: con ocho, doce o veinticuatro horas uno pasa de mover energía dentro del día a gestionar días completos, cubriendo una jornada nublada con el excedente de la anterior. Ahora, quiero ser honesto: el almacenamiento reduce el vertimiento, no lo elimina, y en algún punto deja de ser la solución más barata frente a trasladar consumos de horario, electrificar procesos mineros o producir hidrógeno. Verter no es un pecado; es una variable de decisión económica. La pregunta correcta no es cómo llegamos a cero, sino cuál es el nivel eficiente y qué mezcla de flexibilidad nos deja ahí.

¿Qué impacto en el mercado de energía y servicios complementarios tendría avanzar a un almacenamiento de mayor duración?

Parto por un efecto que he visto repetirse en todos los mercados donde me ha tocado trabajar, de Estados Unidos a Europa, Asia-Pacífico y Latinoamérica: más duración aplana el perfil de precios, y eso perjudica al dueño del activo. El almacenamiento vive del diferencial horario y al mismo tiempo lo destruye: sube los precios bajos cuando carga y baja los altos cuando descarga. Por eso los proyectos de mayor duración casi no se financian a puro riesgo de mercado y migran hacia ingresos más predecibles: pisos garantizados, contratos de largo plazo o derechamente un tolling, que en la práctica es un arriendo de la batería, con una renta fija mientras el cliente asume el riesgo de mercado. Calistoga opera bajo tolling con la eléctrica  Víctor Jara se respalda en un contrato a quince años. En materia de suficiencia el efecto es el opuesto y es favorable: mayor duración implica mayor crédito de capacidad, es decir, más firmeza reconocida al activo. Una batería de dos horas aporta poca
firmeza real cuando la ventana crítica del sistema se alarga; una de ocho se comporta bastante parecido a una central firme. Ese reconocimiento es, a mi juicio, la palanca regulatoria más potente para traccionar duración. En servicios complementarios hay una paradoja: son mercados chicos que se saturan rápido, y Chile ya vive esa compresión; un activo de larga duración no se justifica por ellos. Lo verdaderamente relevante es lo inverso: a medida que salen las centrales convencionales necesitaremos los atributos que entregaban casi gratis -inercia, respuesta rápida de frecuencia, partida en negro, operación grid-forming-, atributos hoy mal remunerados y donde el almacenamiento tiene una ventaja estructural.

La incorporación de mayor duración, ¿plantea cambios o ajustes regulatorios?

Sí, y para mí es el factor determinante. La tecnología ya está lista; lo que falta es diseño de mercado. Chile dio un paso mayor al habilitar el almacenamiento como agente independiente, pero el marco quedó calibrado para el activo que tenemos, no para el que necesitamos. Partiría por el reconocimiento de potencia: mientras la regulación no distinga bien entre una batería de dos horas y una de ocho, no hay razón económica para construir la de ocho. Después vienen los mecanismos de entrada, y hay caminos probados que me ha tocado ver operar de cerca. Japón corre subastas de capacidad segmentadas por tecnología, con contratos a 20 años que ya asignaron los primeros gigavatios de almacenamiento. El Reino Unido lanzó para la larga duración un esquema de piso y techo (cap & floor), donde el regulador garantiza un ingreso mínimo y comparte el riesgo. California ordenó compras centralizadas con un cupo reservado para ocho horas o más, y algunas convocatorias excluyen derechamente al ion-litio para dar espacio a otras tecnologías. Chile puede tomar lo mejor de cada experiencia y adaptarla. No es subsidiar por subsidiar: es bajar el costo de capital de las primeras plantas para que existan datos operacionales, sin los cuales no hay financiamiento posible. En paralelo, los bloques nocturnos ya demostraron en Chile que atraen inversión; el siguiente paso natural es contratar entrega horaria comprometida, el suministro limpio hora a hora que hoy exigen operadores como Google o Microsoft. Y está el capítulo de seguridad: tras Moss Landing -el incendio de una planta de baterías a gran escala en California, en enero de 2025- la industria adoptó agresivamente los estándares NFPA 855 y UL 9540A, y el instituto EPRI reporta una caída cercana al 98% en la tasa de fallas entre 2018 y 2024: se aprendió rápido. Para el LDES no-litio, en cambio, no existe aún un marco de permisos claro, y ese vacío es riesgo de plazo que termina siendo riesgo de costo. Una precisión final: neutralidad tecnológica no puede significar «las mismas reglas y que gane el más barato hoy»; significa remunerar atributos -firmeza, duración, estabilidad- y dejar que cada tecnología compita por entregarlos.

¿Qué otros desafíos advierte en este tema?

El que más se subestima es la bancabilidad, que no es lo mismo que madurez tecnológica: hay tecnologías probadas en terreno que no consiguen financiamiento competitivo, porque un financista no compra madurez técnica; compra datos de degradación, garantías de una contraparte que exista en veinte años y un historial de disponibilidad, y esa confianza se construye proyecto a proyecto. Me preocupa también la capacidad local: un LDES no es una batería más grande, es otra ingeniería, y sin profesionales y estándares propios terminaremos importando proyectos llave en mano. Tampoco hay ganador universal: el litio LFP lidera en costo y eficiencia; Energy Dome es la alternativa LDES más competitiva, pero ocupa unas veinte veces más superficie; el hierro-aire ofrece cien horas con menor eficiencia. Hay ganadores por caso de uso. El sodio-ion no reemplaza al litio: gana en disponibilidad de materiales, rango térmico y seguridad; pierde en densidad y madurez, con paridad de costos plausible entre 2030 y 2035. Pero su industrialización ya tiene nombres: CATL llevó su plataforma Naxtra a producción masiva y firmó el mayor contrato de sodio a la fecha, 60 GWh para almacenamiento; BYD levantó una planta dedicada de 30 GWh; y en Estados Unidos, Peak Energy operó el primer sistema a escala de red del país, se alió con General Motors y construye su primera fábrica, mientras Inlyte despliega su química de hierro y sodio con la eléctrica Southern Company. Ninguna de estas tecnologías desplaza a las baterías ya instaladas: se suman por capas sobre la flota existente, cada una en su caso de uso, y esa convivencia es justo lo que Chile necesita. Está además el fin de vida: la primera ola de baterías llegará al término de su vida contractual a mediados de la próxima década, y conviene preparar desde ya el reciclaje -con una industria que en Chile aún no existe a escala- y la segunda vida útil de módulos que conservan el 70-80% de su capacidad. Y cierro con lo que ordena todo: la métrica dejó de ser el MWh y pasó a ser el calce horario con energía limpia. La minería y los data centers tienen el mismo problema y el mismo habilitador: los acuerdos de BHP con Sungrow para Escondida y Spence resuelven el desplazamiento diario; el calce completo es donde entra el LDES. Los data centers de inteligencia artificial merecen mirada propia: el almacenamiento les recorta puntas, amortigua una carga que oscila entre 50% y 70% en fracciones de segundo y reemplaza el respaldo diésel. Esto converge en una figura que veremos cada vez más: el data center fuera de la red, con generación propia más almacenamiento de corta y larga duración. La IA no espera filas de interconexión, y Chile, con su radiación y su conectividad creciente, tiene con qué competir por esos proyectos. La pregunta ya no es si el almacenamiento despega, sino cómo evoluciona.