Mercado Chileno de Almacenamiento de Energía 2026: El Plano Técnico Definitivo para el Éxito de BESS en Minería, PMGD e Industria

Una guía exhaustiva que abarca la descarbonización del sector minero (objetivos para 2030), la hibridación del PMGD en el marco de la DS88, el arbitraje energético a escala industrial, la resiliencia medioambiental del desierto de Atacama y la demanda emergente procedente de los centros de datos y el hidrógeno verde

Resumen ejecutivo

A fecha de abril de 2026, Chile se erige como líder indiscutible de la revolución del almacenamiento de energía en América Latina. Con más de 1.700 MW de baterías ya en funcionamiento, aproximadamente 600 MW en fase de pruebas y otros 846 MW / 2.872 MWh en fase de puesta en marcha, el mercado chileno de almacenamiento de energía no solo ha cumplido su objetivo para 2030 de 2 GW, sino que lo ha superado con casi dos años de antelación.. Bajo el mandato del presidente Kast, que ha convertido el almacenamiento en una prioridad de la política energética nacional, el país se ha fijado unos objetivos considerablemente más ambiciosos: aproximadamente 9.000 MW de capacidad de almacenamiento para 2027 y aproximadamente 14.000 MW para 2030.

El auge de Chile como potencia mundial en el ámbito del almacenamiento de energía no es casual. Es el resultado del marco regulador más sofisticado de América Latina: una arquitectura jurídica cuidadosamente elaborada que comprende la Ley 20.936 (2016), la Ley 21.505 (2022) y las modificaciones del DS70 relativas a los pagos por capacidad—, que actualmente se está perfeccionando aún más mediante la modernización del DS125 (operación del sistema y coordinación del almacenamiento) y del DS88 (régimen de generación distribuida PMGD).. Por otra parte, la aprobación del marco de créditos de carbono del artículo 6.2 del Acuerdo de París ha abierto una fuente de ingresos totalmente nueva para los proyectos de almacenamiento en baterías, con el proyecto «Diego de Almagro Sur» de Colbún, de 228 MW / 912 MWh de Colbún y el proyecto Arena de CIP, de 220 MW / 1.100 MWh, ya cuentan con autorización para generar y vender créditos de carbono..

Este documento está dirigido a cinco públicos distintos, cada uno de los cuales se enfrenta a retos específicos:

1. Empresas mineras (Codelco, BHP, Anglo American, Antofagasta Minerals) se enfrentan al objetivo de adquisición de energía limpia 100% para 2030, lo que exige soluciones técnicas para el suministro de energía renovable las 24 horas del día, los 7 días de la semana, en condiciones desérticas extremas.

2. Propietarios de instalaciones comerciales e industriales (cadenas minoristas, edificios de oficinas, parques industriales) que desean orientarse en el cambiante panorama normativo de la PMGD y aprovechar los diferenciales de precio de la electricidad entre los picos y los mínimos.

3. Contratistas EPC, promotores de proyectos y productores independientes de energía. (IPP) que desea participar en el enorme mercado de la hibridación de PMGD con baterías —una base instalada de 3.900 MW de activos PMGD existentes que esperan la adaptación con baterías—.

4. Sectores industriales de alto crecimiento—centros de datos (que se prevé que alcancen una demanda de 1.360 MW para 2032), productores de hidrógeno verde y operadores de desalinización de agua de mar— que requieren una potencia verde garantizada las 24 horas del día, los 7 días de la semana, con capacidades de respuesta a nivel de milisegundo.

5. Financieros internacionales, gestores de activos e inversores institucionales exigir certificaciones reconocidas (UL9540, IEC62619), mecanismos verificables de créditos de carbono y datos de rendimiento auditados en condiciones ambientales extremas.

Cada sección de este documento está estructurada como un informe técnico independiente, completo con tablas de datos, modelos de retorno de la inversión, cronogramas regulatorios y soluciones prácticas. Se proporcionan referencias cruzadas donde los temas se superponen.

Parte Uno: El Mercado Chileno de Almacenamiento de Energía en 2026 — Datos, Objetivos y Motores Estructurales

1.1 Capacidad Instalada Actual y Objetivos para 2027-2030

El ritmo de implantación de los sistemas de almacenamiento en Chile se ha acelerado más de lo que preveían las previsiones del sector. A fecha de marzo de 2026, la Coordinación Nacional de Electricidad informa de que hay más de 1.700 MW de baterías en funcionamiento, con aproximadamente 600 MW en fase de pruebas.. Teniendo en cuenta los 846 MW / 2.872 MWh adicionales de proyectos de almacenamiento que se encuentran en fase de puesta en servicio a fecha de noviembre de 2025, el Ministerio de Energía prevé que Chile ya haya alcanzado su objetivo original para 2030 de 2 GW de capacidad de almacenamiento acumulada.

La nueva administración ha respondido con ambiciones dramáticamente ampliadas. Según las proyecciones presentadas por el equipo de política energética del gobierno, los objetivos de capacidad de almacenamiento se han revisado a aproximadamente 9.000 MW para 2027 y aproximadamente 14.000 MW para 2030.. Esto supone un aumento de 4,5 veces con respecto a los niveles operativos actuales en poco más de un año.

Tabla 1: Mercado del almacenamiento de energía en Chile: situación actual y previsiones futuras (abril de 2026)

1.2 La crisis de las restricciones: por qué el almacenamiento no es opcional

Para comprender por qué Chile se ha convertido en líder mundial en el despliegue de sistemas de almacenamiento, primero hay que entender la gravedad de su crisis de restricción de la energía renovable. La capacidad de generación de energía renovable de Chile ha alcanzado los 69% del total de la generación instalada, y se prevé que supere los 70% a principios de 2026.. Sin embargo, la infraestructura de transmisión no ha seguido el ritmo. La generación solar se concentra en la región norte de Atacama, mientras que los principales centros de carga se encuentran en las regiones central y sur, a más de 1.500 kilómetros de distancia.

En 2025, la reducción de la producción de energía renovable superó los 6 TWh. Es importante destacar que, según las estimaciones de ACERA, sin el almacenamiento en baterías que ya está en funcionamiento, la reducción habría alcanzado los 8 TWh, lo que supondría un aumento interanual de 43%, en lugar del aumento real de 8%.. En otras palabras, el almacenamiento absorbió directamente aproximadamente 2 TWh de generación renovable que de otro modo se habría desperdiciado.

Este no es un problema marginal. Es una condición estructural que ha remodelado fundamentalmente la economía del almacenamiento. En el sistema de interconexión del norte de Sing, la saturación solar diurna lleva los precios de la electricidad a niveles cercanos a cero o incluso negativos, mientras que los precios nocturnos se disparan a medida que la generación térmica (principalmente diésel y gas natural) debe llenar el vacío. Esto crea uno de los entornos de arbitraje de precios más atractivos para el almacenamiento en baterías en cualquier parte del mundo.

1.3 Pipeline de Inversión y Financiación de Proyectos

La magnitud de la inversión está a la altura de la ambición. El plan de "descongelación" de proyectos energéticos de Chile, por valor de US$16.3 mil millones, destina aproximadamente 34% a sistemas de almacenamiento de energía en baterías. Solo en 2025 se planificaron 73 proyectos de baterías, con 30 sistemas de almacenamiento en construcción que representan una inversión de US$4.221 mil millones.. En 2025 se presentaron otras 34 solicitudes de evaluación ambiental para proyectos de almacenamiento en baterías, de las cuales 29 recibieron la autorización ambiental, lo que supone una inversión prevista superior a US$4.9 mil millones.

Tabla 2: Proyectos Seleccionados de BESS Importantes en Chile (2025-2027)

Parte Dos: La Arquitectura Regulatoria — Por qué Chile Ofrece el Marco Regulatorio Más Viable para el Almacenamiento en Latinoamérica

Comprender el marco regulatorio de Chile no es opcional para ningún participante serio del mercado. Es el factor determinante más importante de la economía de los proyectos, la capacidad de apilamiento de ingresos y la bancabilidad a largo plazo.

2.1 El Marco Legal Fundamental

La evolución regulatoria de Chile para el almacenamiento de energía ha seguido una trayectoria deliberada y multianual:

Ley 20.936 (2016) — Primera legislación chilena en definir los sistemas de almacenamiento de energía como distintos de la generación convencional, estableciendo la base conceptual para la participación en el mercado.

Ley 21.505 (2022) — "Ley de Almacenamiento y Electromovilidad" — La legislación emblemática que autorizó explícitamente a los sistemas independientes de almacenamiento de energía en baterías a participar en los mercados mayoristas de electricidad, acceder a pagos por capacidad y capturar ingresos de arbitraje de energía. Esta ley transformó fundamentalmente el almacenamiento de una tecnología de nicho a una clase de activos importante.

Decreto Supremo 70 (DS70) — Se han modificado las normas relativas a los pagos por capacidad para establecer una metodología de valoración explícita para los sistemas independientes de almacenamiento de energía en baterías (BESS), incluyendo factores de reducción que incentivan el almacenamiento de mayor duración (los sistemas de más de 5 horas reciben un crédito de capacidad de 100%).

2.2 La Agenda Regulatoria de 2026: Modernización de DS125 y DS88

A partir de abril de 2026, los desarrollos regulatorios más importantes son las modificaciones en curso de los DS125 y DS88, dos decretos supremos que definirán las reglas del mercado para el resto de la década.

DS125 (Coordinación de Operación y Almacenamiento del Sistema) — Este decreto aborda asuntos relacionados con la operación del sistema y el desarrollo del almacenamiento. Las modificaciones propuestas cuentan con un amplio consenso técnico porque permiten al almacenamiento reducir los recortes y mejorar la flexibilidad del sistema.. Los elementos clave incluyen reglas para el despacho coordinado de activos de almacenamiento, mecanismos de compensación por desviaciones en el despacho económico (basados en principios de costo de oportunidad) e integración del almacenamiento en servicios de estabilidad de red.

DS88 (Régimen de Generación Distribuida PMGD) — Este decreto introduce cambios más específicos al régimen de PMGD para las pequeñas centrales de generación distribuida (de hasta 9 MW). La disposición más significativa en discusión es la autorización explícita para la hibridación, permitiendo que las plantas solares PMGD existentes incorporen almacenamiento en baterías y operen como instalaciones híbridas, desplazando su generación a períodos de mayor valor tarifario sin requerir grandes inversiones adicionales en redes..

Estado actual a abril de 2026: Ambos proyectos de decreto se presentaron a la Contraloría General para su aprobación final a finales de 2025, y luego fueron retirados por la nueva administración para su revisión en marzo de 2026.. La asociación industrial GIE (Generadores Independientes de Energía) ha presentado observaciones técnicas, señalando que si bien las disposiciones de almacenamiento en el DS125 cuentan con un amplio consenso, los cambios económicos asociados a los PMGD en el DS88 requieren una resolución más detallada..

Para inversores y desarrolladores, la conclusión clave es que la hibridación casi con certeza llegará, la justificación técnica y política es abrumadora. Se espera que el plazo para la aprobación final sea en la segunda mitad de 2026, con disposiciones de implementación posteriores.

2.3 Mecanismos de Pago por Capacidad — Por qué la Duración Importa

El marco de pago por capacidad de Chile, implementado a través de modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos en 2024, otorga un incentivo financiero directo para el almacenamiento de mayor duración. El mecanismo opera en una escala móvil:

Esta estructura por niveles explica por qué el mercado chileno ha convergido rápidamente hacia sistemas con una duración de entre 4 y 5 horas. Aurora Energy Research confirma que las baterías de 5 horas que realizan un ciclo al día ofrecen la solución más rentable, ya que aprovechan más de 70% de horas a precio cero y, al mismo tiempo, cumplen los requisitos para recibir pagos por capacidad completa hasta 2034..

2.4 Artículo 6.2 Marco de Créditos de Carbono — Nueva Fuente de Ingresos para BESS

En un desarrollo que ha alterado fundamentalmente la economía del almacenamiento en Chile, el Ministerio de Medio Ambiente ha establecido un marco regulatorio bajo el Artículo 6.2 del Acuerdo de París para la generación y venta de créditos de carbono de proyectos de almacenamiento de energía en baterías..

Dos proyectos ya han recibido aprobación:

• Colbún's BESS Diego de Almagro Sur (228 MW / 912 MWh) — aprobado para generar resultados de mitigación transferibles internacionalmente

• La Arena BESS de CIP (220 MW / 1.100 MWh) — aprobado de manera similar bajo el acuerdo bilateral Chile-Suiza

Estas aprobaciones suponen la primera vez que el almacenamiento de energía en baterías se reconoce explícitamente como una actividad de mitigación admisible en virtud del artículo 6.2. El mecanismo consiste en otorgar créditos a los proyectos de almacenamiento por sustituir la generación a partir de combustibles fósiles durante las horas de máxima demanda, lo que reduce las emisiones globales del sistema. El valor total de los proyectos activados en este marco supera los US$1 mil millones.

Para los desarrolladores y propietarios de BESS, esto representa un flujo de ingresos adicional significativo que puede mejorar materialmente las TIR de los proyectos, en particular para los proyectos de almacenamiento autónomos a gran escala en la región norte de Sing, donde el desplazamiento en horas pico de la generación diésel genera las mayores reducciones de emisiones.

Parte Tres: Sector Minero — Resolviendo el Mandato de Descarbonización 24/7

El sector minero chileno representa aproximadamente 9% del consumo total de electricidad del país.. Dado que Codelco —el mayor productor de cobre del mundo— se ha comprometido a abastecerse de energía renovable para su red eléctrica para 2030, el sector minero no es simplemente un cliente de sistemas de almacenamiento de energía, sino el principal catalizador que impulsa la implantación de soluciones avanzadas de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a gran escala.

3.1 El Mandato de Cumplimiento — Lo que las empresas mineras realmente necesitan

El plazo de 2030 no es un objetivo ambicioso, sino una obligación contractual. Codelco ha obtenido $600 millones de dólares en financiación climática de HSBC y Banco Santander, garantizada por la Agencia Multilateral de Garantía de Inversiones del Banco Mundial, específicamente para financiar su transición hacia un mix energético 100% renovable para 2030.. A fecha de 1 de enero de 2026, más de 85% de la energía eléctrica que consume Codelco procede de fuentes renovables en un 100%. Los 15% restantes representan la parte más difícil de reducir, precisamente ahí donde el almacenamiento en baterías resulta esencial.

El requisito técnico principal del sector minero no es la energía renovable en sí, sino la energía renovable *despachable*, disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana. La generación solar sin almacenamiento no puede satisfacer la demanda nocturna. La generación eólica es variable. Las operaciones mineras funcionan continuamente, las 24 horas del día, los 365 días del año. Cualquier interrupción o recorte del suministro eléctrico tiene consecuencias económicas directas, medidas en millones de dólares por hora de inactividad.

3.2 La Solución Comprobada — PPAs 24/7 de Energía Solar Más Almacenamiento

La industria ya ha validado la solución técnica a través de proyectos emblemáticos.

Monte Águila (Grenergy para Codelco) — 340 MW fotovoltaicos solares combinados con 960 MWh de almacenamiento en baterías, contratados para suministrar a Codelco aproximadamente 0.5 TWh de electricidad verde estable y durante todo el año anualmente a partir de 2026. El acuerdo de compra de energía a 15 años exige explícitamente la entrega las 24 horas del día, los 7 días de la semana, no solo la correspondencia anual renovable, sino energía verde continua y en tiempo real. Este proyecto forma parte de la plataforma más amplia Oasis Central de Grenergy, que prevé más de 1,1 GW de energía solar y 3,8 GWh de almacenamiento..

Atlas Renewable Energy para Codelco — Múltiples PPAs que incluyen un proyecto solar con almacenamiento de 215 MW / 1,6 GWh (Estepa) y un acuerdo de suministro anual de 375 GWh, lo que demuestra que la energía solar con almacenamiento a escala industrial es ahora el vehículo de adquisición estándar para la descarbonización de la minería, no un piloto o una excepción..

3.3 Requisitos Técnicos para Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) de Grado Minero

Las aplicaciones mineras imponen requisitos más allá de los del almacenamiento a escala de red o comercial:

Alto rendimiento cíclico — Las operaciones mineras requieren múltiples ciclos de carga y descarga diarios, no solo un ciclo. Los patrones de demanda diaria varían según los horarios de los turnos, la intensidad del procesamiento y las calidades del mineral. Los BESS deben manejar ciclos parciales, ciclos profundos y patrones de despacho irregulares sin una degradación acelerada.

Capacidad de arranque negro e independencia de la red Las operaciones mineras remotas en el norte de Chile a menudo operan al final de largas y débiles líneas de transmisión. Los BESS deben proporcionar capacidad de formación de red (no solo de seguimiento de red) para mantener una potencia estable durante las perturbaciones de la red, con capacidad de arranque en negro para restaurar la operación después de una pérdida completa de la red.

Integración perfecta con la infraestructura de energía de la mina existente — Las minas tienen sistemas de energía existentes complejos: generadores diésel, conexiones a la red, arreglos solares en el sitio y sistemas de gestión de carga. Los BESS deben integrarse a través de protocolos de comunicación estandarizados (IEC 61850, Modbus TCP/IP, DNP3) con los sistemas de control existentes.

Tabla 3: Especificaciones Técnicas de BESS de Minería — Requerido vs. Estándar

3.4 Modelo de ROI — Minería de BESS Bajo un PPA de Energía Limpia 24/7

El siguiente modelo utiliza datos reales de precios de nodos de Chile del sistema SING (abril de 2026) y se basa en la estructura del proyecto Monte Águila:

Supuestos:

• Tamaño de la instalación: 50 MW / 250 MWh (duración de 5 horas, que cumple los requisitos para obtener el crédito de capacidad 100%)

• Coste de inversión: US$300/kWh (batería + inversor + integración + instalación)

• Ciclismo diario: 1.2 ciclos completos (cubriendo pico matutino, valle solar, pico vespertino)

• Captación de energía: 85% de energía solar restringida a mediodía (precio casi nulo)

• Descarga de energía: hora punta de la tarde (US$110–140/MWh) y hora punta de la mañana (US$90–105/MWh)

• Ingresos por pagos por capacidad: basados en el factor de reducción 100% a 5 horas

• Operaciones y mantenimiento (O&M): 1,51 TP3T de coste de capital al año

Tabla 4: Sistema BESS de minería de 5 horas — Desglose de ingresos anuales

TIR prevista: 14–18% durante los 15 años de duración del contrato de compra de energía (antes de los créditos de carbono), que se ampliaría a 16–22% con la monetización de los créditos de carbono.

Esto concuerda con un estudio independiente realizado por EDF Power Solutions y Centra, que concluyó que es posible alcanzar tasas internas de rentabilidad de aproximadamente 16% en el ámbito del almacenamiento de larga duración en Chile..

Parte Cuatro: Generación Distribuida PMGD — La Oportunidad de Hibridación

El régimen de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) abarca pequeñas instalaciones de generación distribuida de hasta 9 MW. El segmento ha acumulado más de 3.900 MW de capacidad instalada entre instalaciones PMGD conectadas a la red de distribución y facility PMG conectadas al sistema de transmisión..

4.1 La Oportunidad de Mercado — 3.900 MW de Potencial de Modernización

Cada planta solar PMGD que opera hoy en día es candidata para la hibridación con baterías. La propuesta de valor es sencilla: las plantas PMGD reciben precios estabilizados, pero no pueden trasladar la generación de las horas de mediodía de bajo valor a las horas de mañana o tarde de mayor valor. La adición de almacenamiento en baterías transforma un generador pasivo en un activo de gestión energética activo capaz de cambiar la producción en el tiempo 4–5 horas.

La asociación industrial GIE ha declarado que permitir la hibridación entre PMGD y baterías "puede convertirse en una de las formas más eficientes de aumentar la flexibilidad del sistema", al permitir el desplazamiento de la generación a horas de mayor valor y mejorar la eficiencia general sin requerir grandes inversiones adicionales en redes..

La contribución sistémica del PMGD más el almacenamiento podría superar los US$4.0 mil millones para 2034 si se mantienen unas condiciones de desarrollo adecuadas..

4.2 DS88 — Incertidumbre Regulatoria y lo Que Significa Para Su Inversión

La ruta regulatoria ha sido más complicada de lo que esperaba la industria. Ambos borradores de decretos, DS125 y DS88, fueron presentados a la Contraloría General a finales de 2025, y luego retirados en marzo de 2026 por la nueva administración de Kast para una revisión adicional..

El núcleo de la preocupación de la industria, según lo expresado por GIE, no son las disposiciones técnicas para el almacenamiento (que cuentan con un amplio consenso), sino los cambios económicos propuestos al régimen de PMGD, particularmente cómo se manejan los recortes de generación en escenarios de congestión.. El problema no es si deben existir mecanismos operativos —todos los sistemas eléctricos los tienen—, sino cómo están diseñados para resolver problemas técnicos sin generar efectos económicos desproporcionados en proyectos financiados bajo ciertas condiciones regulatorias.

Guía práctica para propietarios de PMGD que consideran la hibridación:

1. Proceder con la planificación del proyecto, pero retrasar los compromisos de capital importantes hasta que se finalice DS88. La dirección regulatoria es clara: se permitirá la hibridación. La incertidumbre gira en torno a los parámetros económicos precisos.

2. Seleccione soluciones BESS con plataformas EMS actualizables por software. Cuando se publiquen las reglas finales de DS88, los requisitos para la programación de despacho, la prioridad de reducción y la liquidación de ingresos pueden requerir modificaciones en el EMS. Las soluciones con software de control actualizable en campo pueden adaptarse sin cambios de hardware.

3. Diseño para múltiples escenarios de ingresos. El DS88 final puede permitir la acumulación de ingresos (arbitraje + capacidad + servicios auxiliares) o puede limitar el PMGD+BESS a modos de despacho específicos. Las arquitecturas de sistemas modulares con lógica de control flexible pueden adaptarse a cualquiera de los resultados.

4.3 Integración Técnica — Adaptación de Plantas PMGD en Barra de Bajo Voltaje de 400V

Las plantas PMGD suelen interconectarse a nivel de distribución, con inversores conectados a un bus de baja tensión de 400 V o 13,2 kV. La adición de baterías requiere una integración cuidadosa a este mismo nivel de voltaje.

Consideraciones técnicas clave para la integración de PMGD+BESS:

• Evaluación de la capacidad del transformador La adición de carga de batería puede exceder la capacidad existente del transformador elevador, requiriendo una mejora o reemplazo.

• Coordinación de protección Los flujos de potencia inversos de la descarga de la batería requieren ajustes actualizados en los relés de protección para evitar disparos intempestivos.

• Medición y liquidación Las nuevas configuraciones de medidores bidireccionales deben distinguir entre la generación fotovoltaica, la descarga de la batería y la exportación neta a la red.

• Integración de sistemas de control EMS debe coordinar la salida del inversor FV con la carga/descarga de la batería para optimizar los ingresos, respetando los límites de conexión a la red.

Enfoque probado en campo: Se ha entregado con éxito en Chile un sistema de arbitraje fotovoltaico de 4.6 MW / 12 MWh utilizando agrupaciones modulares de gabinetes integradas en el bus de bajo voltaje de 400 V. Se implementaron cuarenta y seis gabinetes modulares, lo que demuestra que las arquitecturas modulares y distribuidas pueden manejar eficazmente los requisitos de integración de la hibridación a escala PMGD. Este enfoque es particularmente adecuado para el mercado de modernización porque no requiere la reconfiguración de los inversores fotovoltaicos existentes: el BESS se conecta en paralelo en el mismo bus de bajo voltaje y opera de forma independiente bajo el control coordinado del EMS.

4.4 Modelos de Ingresos Bajo el DS88 — Lo Que Estará Permitido

A la espera de las regulaciones finales, el marco de ingresos esperado para PMGD+BESS incluye:

1. Arbitraje de cambio de tiempo y energía — Cargar durante los periodos de exceso de generación solar a bajo precio (mediodía) y descargar durante los periodos vespertinos, cuando los precios son más altos. Margen previsto: US$50–80/MWh neto tras deducir las pérdidas.

2. Evitación de la interrupción — Cuando el coordinador de red emite instrucciones de recortes a las plantas PMGD debido a congestión, la energía almacenada puede descargarse durante el mismo período de recorte en lugar de desperdiciarse.

3. Participación en el mercado de capacidad — Si PMGD+BESS califica como un recurso de almacenamiento independiente bajo DS88, los pagos por capacidad pueden ser accesibles (aunque probablemente a factores de reducción reducidos en comparación con el almacenamiento conectado a la transmisión).

4. Soporte de red de distribución — Compensación potencial por soporte de voltaje y alivio de congestión a nivel de distribución (mecanismo a definir en la DS88 final).

El caso de inversión más conservador asume solo arbitraje de energía. El caso alcista incluye las tres fuentes de ingresos adicionales.

Tabla 5: PMGD+BESS 5 MW / 20 MWh (4 horas) — Proyección Financiera

Nota importante sobre las regiones del norte y del sur: Aurora Energy Research ha descubierto que los proyectos de almacenamiento en baterías siguen siendo rentables de forma constante durante el período 2026-2060 en las regiones del norte, mientras que las regiones del sur ofrecen mayores rendimientos inmediatos antes de que las importantes mejoras de interconexión reduzcan la volatilidad de los precios locales..

Parte Cinco: Almacenamiento Distribuido Comercial e Industrial — Gabinetes Exteriores para Aplicaciones Minoristas, de Oficinas e Industriales Ligeras

Para los propietarios de edificios comerciales, cadenas minoristas e instalaciones industriales ligeras, la propuesta de valor del almacenamiento de energía está impulsada por un conjunto de factores diferente al de las aplicaciones a gran escala o mineras: gestión de cargos por demanda, recorte de picos y energía de respaldo durante interrupciones de la red.

5.1 La Oportunidad — Capturando el Significativo Diferencial de Precios de Pico a Valle en Chile

La estructura tarifaria eléctrica de Chile ofrece un sólido argumento económico a favor del almacenamiento en el sector comercial e industrial. En el caso de los clientes comerciales de media tensión (como, por ejemplo, comercios minoristas, oficinas y almacenes), las tarifas de demanda suelen representar entre el 30 y el 40% del total de la factura eléctrica, mientras que las tarifas de energía cubren el resto.

Los impulsores económicos clave para el almacenamiento C&I en Chile:

• Dispersión de energía de pico a valle — En la región SING (zonas industriales y mineras del norte), el diferencial entre los precios de la sobreproducción solar al mediodía (cercanos a cero hasta US$15/MWh) y los precios de máxima demanda por la tarde (US$90–140/MWh) supera habitualmente los US$80–100/MWh, lo que genera oportunidades de arbitraje muy atractivas.

• Reducción de la tarifa a la demanda — En el caso de instalaciones con una demanda máxima elevada (como es habitual en comercios, oficinas e industria ligera), un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) dimensionado adecuadamente puede reducir entre un 15 y un 30% de la demanda máxima, lo que supone una reducción de las tarifas de demanda mensuales de entre un 20 y un 40%.

• Valor de energía de respaldo — Si bien la red eléctrica de Chile es generalmente confiable, la creciente penetración de energías renovables ha introducido una nueva variabilidad. Para operaciones comerciales críticas (almacenamiento en frío, venta minorista de alimentos, oficinas dependientes de datos), incluso las interrupciones breves tienen altos costos económicos.

5.2 El Precedente Exitoso — Sistema de Arbitraje Fotovoltaico de 4.6 MW / 12 MWh

Un sistema de arbitraje fotovoltaico de 4,6 MW / 12.006 kWh ha sido entregado con éxito y está operativo en Chile, demostrando la viabilidad comercial del almacenamiento a escala comercial e industrial (C&I). El sistema utiliza unidades modulares de BESS tipo gabinete integradas en el bus de bajo voltaje de 400 V, proporcionando las siguientes características operativas:

• Estrategia de carga: Durante las horas del mediodía, cuando la generación solar satura la red de distribución local y los precios de la electricidad se acercan a cero

• Estrategia de alta Durante las horas pico de la tarde (típicamente de 18:00 a 22:00) cuando las cargas minoristas y comerciales son altas y los precios de la energía alcanzan su punto máximo

• Ciclos anuales Aproximadamente 300 ciclos completos equivalentes por año (dependiendo del clima)

El sistema alcanza un margen neto estimado de US$65–85 por MWh tras tener en cuenta las pérdidas de eficiencia en el ciclo completo (aproximadamente 12%) y la degradación. Con este margen, un sistema de 12 MWh con 300 ciclos anuales genera entre US$234 000 y US$306 000 en ingresos anuales por arbitraje, con un periodo de amortización simple de entre 4 y 6 años, dependiendo de los precios locales del nodo y del ahorro en las tarifas de demanda.

5.3 Requisitos Técnicos para Gabinetes Exteriores de C&I

Las aplicaciones C&I en Chile imponen requisitos técnicos específicos que difieren tanto de los contenedores a escala de servicios públicos como de los sistemas residenciales:

Instalación con restricciones de espacio — Las instalaciones comerciales rara vez disponen de un terreno dedicado para el almacenamiento de contenedores a gran escala. Los armarios exteriores deben ser compactos, apilables y capaces de ser instalados en la pared o en soportes en estacionamientos, muelles de carga o áreas mecánicas en azoteas.

Gestión térmica para el clima de Chile central — Santiago y la región central experimentan temperaturas de verano de 30 a 38 °C, con mínimos invernales cercanos a la congelación. Los gabinetes exteriores deben mantener las temperaturas de las celdas dentro del rango óptimo (20-35 °C) sin un consumo excesivo de energía auxiliar. Se prefiere el enfriamiento líquido sobre el enfriamiento por aire para sistemas superiores a 200 kWh debido a su rendimiento superior en altas temperaturas ambientales.

Restricciones de ruido Las instalaciones comerciales en áreas urbanas o suburbanas enfrentan restricciones de ruido (típicamente <65 dBA a 1 metro). Los sistemas enfriados por aire forzado pueden exceder este umbral; los sistemas enfriados por líquido son generalmente más silenciosos.

Cumplimiento de seguridad contra incendios — Las instalaciones comerciales requieren el cumplimiento de la NFPA 855 o su equivalente local, incluyendo distancias de separación, detección y supresión de incendios. Los sistemas con documentación de pruebas de propagación de fugas térmicas UL9540A agilizan la aprobación del jefe de bomberos local.

Requisitos de interconexión a la red — Los acuerdos de interconexión de las compañías distribuidoras exigen relés de protección certificados (anti-islanding, ajustes de disparo de voltaje/frecuencia), medidores de grado de ingresos y capacidad de desconexión remota.

Tabla 6: C&I Gabinete Exterior BESS — Benchmarking de Especificaciones Técnicas (Clase de 500 kW / 2 MWh)

5.4 Modelo de ROI de inversión — BESS comercial en Chile Central (Región de Santiago)

Supuestos:

• Sistema: gabinete exterior de 500 kW / 2 MWh (duración de 4 horas a plena potencia)

• Coste de inversión: entre 250 000 y 300 000 US$ (entre 125 y 150 US$ por kWh)

• Degradación anual: pérdida de capacidad de 1,51 TP3T (por uso y ciclos de carga)

• Ciclo diario: 1 ciclo (carga a mediodía, descarga pico vespertino)

• Diferencial energético (nodo de la región central): US$70–85/MWh neto tras las pérdidas

• Reducción de la tarifa por consumo máximo: reducción de picos de 200 kW a US$12/kW-mes = US$28 800/año

• Operaciones y mantenimiento (O&M): US$4,000–6,000 al año

Proyecciones financieras:

Período de recuperación simple: 4,5–6,5 años

TIR (vida útil de 12 años): 12–16%

Costo nivelado de la energía para energía despachable: US$95–115/MWh (competitivo con las tarifas minoristas en horas punta de US$130–160/MWh)

¿Busca una solución C&I escalable para sus instalaciones comerciales? Sistema solar híbrido comercial de 500 kW ofrece una solución de almacenamiento de baterías de acoplamiento de CA totalmente integrada de 500 kW diseñada para edificios comerciales, centros comerciales e instalaciones industriales ligeras. Las características incluyen gestión térmica líquida para las condiciones climáticas del centro de Chile, celdas de batería LFP certificadas UL9540A y un EMS inteligente para recorte automático de picos y arbitraje por tiempo de uso. El diseño modular del gabinete ocupa menos de 3 metros cuadrados de espacio en el suelo y admite instalación en pared o en pedestal, ideal para propiedades comerciales con espacio limitado.

Parte Seis: EPC, Desarrolladores de Proyectos y IPP — Aprovechando la Ola de Hibridación PMGD+BESS

Para contratistas EPC, desarrolladores de proyectos y productores independientes de energía, la base instalada de 3.900 MW de los activos PMGD existentes representa la mayor oportunidad de reacondicionamiento en el mercado de almacenamiento de América Latina. La pregunta no es si participar, sino cómo posicionarse para obtener el máximo rendimiento una vez que se publiquen las reglas finales de la DS88.

6.1 El Reto de la Ingeniería de Rehabilitación

Agregar almacenamiento de baterías a una planta PMGD existente no es una simple adición de "enchufar y usar". Los desafíos clave de ingeniería incluyen:

Integración de bus de bajo voltaje Las plantas PMGD típicamente se interconectan a través de un transformador elevador único en el punto de acoplamiento común (PCC). La adición de BESS en el lado de bajo voltaje del transformador (bus de 400 V o 13.2 kV) requiere un análisis cuidadoso de la carga del transformador durante la exportación combinada de PV+BESS. El transformador existente puede haber sido dimensionado solo para la salida de PV, no para la exportación simultánea de PV+BESS.

Coordinación de protección — Los relés de protección existentes (sobrecorriente, direccionales, de potencia inversa) pueden no estar configurados para manejar flujos de potencia bidireccionales. Agregar un BESS en el mismo bus requiere actualizar la configuración de los relés y, posiblemente, agregar elementos de protección adicionales.

Arquitectura del sistema de control — Los inversores fotovoltaicos y los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) deben operar bajo un control coordinado. Enfoques simples (por ejemplo, horarios fijos de carga/descarga) dejan dinero sobre la mesa. Se requiere un Sistema de Gestión de Energía (EMS) avanzado con pronóstico de precios en tiempo real y predicción de recortes para una captura óptima de ingresos.

Configuración de la medición — La liquidación requiere medidores separados para la generación fotovoltaica, la carga de la batería (importación de la red), la descarga de la batería (exportación a la red) y la carga de la instalación (si la hubiera). Esto a menudo requiere una configuración de múltiples medidores con datos sincronizados en el tiempo.

Integración SCADA — La planta combinada debe ser monitoreable y controlable remotamente para satisfacer los requisitos del coordinador de red para recursos despachables. El EMS del BESS debe integrarse con el SCADA existente de la planta o reemplazarlo.

6.2 Arquitectura Modular y Escalable — Por qué funciona la integración del bus de bajo voltaje de 400V

El sistema de 4.6 MW / 12 MWh desplegado con éxito en Chile utilizó un enfoque de gabinetes modulares con 46 unidades de gabinete individuales agrupadas y conectadas al bus de bajo voltaje de 400V. Esta arquitectura ofrece ventajas significativas para aplicaciones de modernización de PMGD:

Ventajas de la arquitectura de clúster modular:

• Escalabilidad — Adding capacity is as simple as adding cabinets. A 5 MW PMGD plant can start with 2–3 MW of BESS and expand later without re-engineering the entire system.

• Redundancy — Failure of a single cabinet reduces capacity by 2–5% rather than taking the entire system offline.

• Simplified installation — Pre-assembled cabinets arrive on-site ready for electrical connection and communication setup. No complex field assembly of battery racks and power conversion systems.

• Easier permitting — Distributed modular systems may have different fire code treatment than centralized large-scale containers in some jurisdictions.

• Lower installation labor — Modular cabinets minimize on-site electrical work. Most connections are pre-wired at the factory, with only AC bus connection and communications cabling required on-site.

6.3 Long-Term Performance Guarantees — The 20-Year PPA Standard

The mining sector has established a new benchmark for storage system longevity. The Monte Águila project with Codelco is structured as a 15-year PPA, and the industry expectation is moving toward 20-year contracts. For EPCs and developers, this means selecting BESS solutions capable of 15–20 year operational life with performance guarantees.

Key performance guarantee requirements for 15–20 year PPAs:

• Mantenimiento de la capacidad: 70–80% of nameplate capacity at year 15 (for 15-year PPA) or 65–75% at year 20

• Round-trip efficiency: Not to fall below 80% at any point during PPA term

• Availability: 98%+ (excluding scheduled maintenance)

• Tiempo de respuesta: <100 ms from dispatch command to full power output

• Cyclic capability: 6,000–8,000 equivalent full cycles over PPA term

Technology implications: LFP (lithium iron phosphate) chemistry is the only viable choice for these requirements. NMC (nickel manganese cobalt) chemistries typically degrade to 70% capacity after 3,000–4,000 cycles—insufficient for 15+ year applications with daily cycling.

Table 7: BESS Technology Comparison for 15+ Year PPA Applications

6.4 Revenue Stacking — Multiple Value Streams Under DS88 and DS125

The final DS125 and DS88 rules are expected to enable multi-stream revenue stacking for PMGD+BESS hybrid plants:

1. Energy arbitrage (primary value stream) — Capturing intraday price spreads by shifting generation from low-price midday hours to higher-price morning/evening periods.

2. Participación en el mercado de capacidad — If the hybrid plant qualifies as a capacity resource under DS125 modifications, capacity payments may be available (likely at derated factors given distribution-level interconnection).

3. Evitación de la interrupción — When the grid coordinator issues curtailment instructions to PMGD plants, stored energy can be discharged during the curtailment period. DS88 modifications explicitly address this scenario.

4. Demand response — If ancillary services markets are opened to distribution-connected resources, PMGD+BESS could participate in frequency regulation (primary or secondary reserve).

The EMS must be capable of optimizing across these streams simultaneously. This requires real-time price forecasting (next-day and intraday), curtailment probability modeling, and state-of-charge management that balances current revenue capture against future opportunity costs.

Part Seven: Extreme Environmental Reliability — Atacama Desert Technical Requirements

The Atacama Desert is the driest non-polar desert on Earth. For battery energy storage systems installed in this region (where the majority of Chilean storage capacity is and will be located), the environmental challenges are extreme and must be addressed at the design level, not as afterthoughts.

7.1 The Environmental Challenge — What Your BESS Must Survive

Temperaturas extremas — Daytime temperatures in the Atacama regularly exceed 40°C, with ground-level temperatures reaching 50–55°C. Nighttime temperatures can drop below freezing (0°C to -5°C). Daily temperature swings of 30°C or more are routine. This diurnal cycling places enormous thermal stress on batteries, power electronics, and enclosures.

Solar radiation — The Atacama receives the highest solar radiation levels on Earth (UV index regularly exceeding 11). UV degradation of plastics, seals, cables, and enclosure coatings is accelerated by 3–5x compared to moderate climates.

Dust and sand — Fine, abrasive dust particles are ubiquitous. Sandstorms can produce particulate concentrations that overwhelm standard IP54 enclosures, requiring IP65 or higher protection.

Corrosion — In coastal areas of the Atacama region (Antofagasta, Mejillones), salt spray from the Pacific Ocean combines with desert dust to create highly corrosive conditions. C5 corrosion protection (marine/industrial grade) is required.

Altitud — Much of the Atacama region is at 2,000–3,000 meters elevation. Cooling system performance (air density, heat transfer) degrades with altitude. Liquid cooling is less affected than air cooling.

7.2 Field-Proven Solutions — The BESS del Desierto Case Study

The BESS del Desierto project (200 MW / 880 MWh), commissioned in April 2025 and located in the Atacama Desert, has validated the technical requirements for extreme-environment storage. The project uses liquid-cooled PowerTitan systems with the following specifications:

• C5-grade anti-corrosion — Highest corrosion protection rating, suitable for marine/industrial environments

• IP65 sand and dust protection — Complete dust ingress protection (vs. IP54 typical for standard storage)

• Refrigeración líquida inteligente — Maintains cell temperatures within optimal range despite 40°C+ ambient

• Smart O&M platform — Remote monitoring and predictive maintenance to minimize site visits

• Grid-forming technology — Millisecond-level active/reactive power response for grid stability

The project demonstrates that with proper engineering, battery storage can operate reliably in the Atacama environment. Sungrow's deployment includes a local service warehouse to ensure rapid parts replacement when needed.

7.3 Thermal Management — Liquid Cooling vs. Air Cooling in High Ambient Temperatures

For installations in the Atacama and northern Chile, liquid cooling is not optional for systems above 500 kW—it is a requirement for achieving 15+ year life.

Comparison of cooling technologies in high-temperature desert environments:

Recommendation: For any BESS installation in Regions II (Antofagasta), III (Atacama), or northern IV (Coquimbo), specify liquid cooling. The incremental capital cost (5–10%) is recovered through higher round-trip efficiency, lower degradation, and reduced maintenance over the system lifetime.

7.4 Battery Life Expectancy Under Atacama Conditions — Realistic Projections

Standard manufacturer cycle life ratings (6,000–8,000 cycles to 80% capacity) are typically measured at 25°C with controlled charge/discharge rates. In Atacama conditions, the following adjustments apply:

Temperature acceleration factor: For every 10°C increase in average cell temperature above 25°C, cycle life approximately halves. With liquid cooling maintaining cells at 30–35°C even at 45°C ambient, the acceleration factor is approximately 1.2–1.5x (i.e., 6,000 rated cycles become 4,000–5,000 actual cycles). With air cooling allowing cells to reach 40–45°C, the acceleration factor is 2.5–3.5x (6,000 rated cycles become 1,700–2,400 actual cycles).

Practical guidance for specifying BESS in Atacama:

• Require manufacturer-supplied cycle life data at 35°C and 40°C cell temperature (not just 25°C)

• Specify liquid cooling and verify thermal model under worst-case ambient conditions

• Request accelerated aging test data from similar desert installations (e.g., Nevada, Arizona, Saudi Arabia)

• Plan for 15% lower usable capacity at year 10 compared to standard climate installations

• Include thermal management redundancy (N+1 cooling pumps/fans) in specifications

For extreme-environment applications requiring reliable, long-life storage: Contenedor de 40 pies refrigerado por aire ESS 1MWh 2MWh Sistema de almacenamiento de energía offers a proven solution for moderate climates and indoor applications. However, for Atacama Desert installations, we strongly recommend upgrading to liquid-cooled configurations. The containerized format provides turnkey deployment with factory-integrated HVAC, fire suppression, and EMS, significantly reducing on-site installation complexity—critical for remote desert sites with limited local technical support.

Part Eight: Commercial & Industrial C&I Outdoor Cabinets — PMGD Policy Window Opportunity

This section is optimized for commercial property owners, retail chains, and facility managers considering distributed storage under the evolving PMGD framework.

8.1 DS88 Status Update — What Commercial Investors Need to Know (April 2026)

As detailed in Section 4.2, DS88—the supreme decree governing PMGD distributed generation—is currently under review after being withdrawn from the Comptroller General in March 2026. The provisions explicitly permitting PMGD plants to add battery storage for hybridization have broad technical consensus. The industry expects final approval in the second half of 2026.

For commercial investors considering PMGD+BESS, the recommendation is to proceed with feasibility studies and vendor selection now, with a planned construction start aligned with final DS88 publication. The 3–6 month window between final rule publication and actual commissioning is sufficient to execute well-prepared projects.

8.2 Time-of-Use Arbitrage Economics — Chile Node Price Data

Chile's electricity market (coordinated by CEN) publishes nodal prices hourly. The following data represents typical patterns for the SING system (northern industrial/mining region) and central SIC system (Santiago region):

Table 8: Chile Electricity Node Prices — April 2026 (Typical Weekday)

Key observation: The spread between mid-day (12:00–15:00) and evening peak (18:00–22:00) is typically US$80–120/MWh in the SING system and US$70–100/MWh in the SIC system. After accounting for 12% round-trip losses, net capture is US$70–105/MWh—sufficiently attractive for 4–6 year payback periods.

8.3 Policy Risk Mitigation — Designing for Regulatory Flexibility

The DS88 withdrawal in March 2026 reminded investors that regulatory uncertainty is a real risk in emerging markets. Commercial BESS investments can protect against policy risk through:

Modular, software-defined architecture — Systems where the EMS can be reprogrammed to accommodate different dispatch rules, curtailment handling, and revenue settlement mechanisms. Avoid proprietary control systems that require vendor software updates for regulatory changes.

Multi-revenue capability — Design for energy arbitrage as the base case, but retain capability for demand charge reduction, backup power, and (if permitted) ancillary services. This diversifies revenue exposure to any single regulatory outcome.

Lease or PPA structures — For commercial end-users who do not want to assume regulatory risk directly, third-party ownership models (where the BESS developer takes policy risk) shift exposure to more sophisticated counterparties.

Phased deployment — Start with a pilot system covering 20–30% of total planned capacity. If regulatory outcomes are favorable, expand. If not, limit exposure.

8.4 Compact Design — Installation in Space-Constrained Commercial Properties

Commercial storage faces constraints that utility-scale projects do not: limited land area, aesthetic considerations, noise restrictions, and existing building systems (HVAC intakes, electrical rooms, fire lanes).

Practical guidance for commercial BESS siting in Chile:

• Minimum clearance: 1 meter from building walls, 3 meters from property lines, 2 meters from fire hydrants/access roads.

• Floor loading: Containerized storage requires reinforced concrete pad (200–300 mm thickness). Cabinet systems can often use existing asphalt/concrete with load-spreading plates.

• Sound attenuation: Liquid-cooled systems are significantly quieter than air-cooled systems. For installations within 10 meters of occupied spaces, specify liquid cooling with sound enclosure (target <55 dBA at 5 meters).

• Aesthetic integration: Cabinet systems can be painted to match building colors or screened with landscaping. Containerized systems require dedicated fenced areas.

• Access for maintenance: Allow 1.5 meters clearance on service side for component replacement. Remote monitoring reduces need for frequent physical access.

Table 9: Commercial BESS Footprint Comparison

Recommendation for commercial properties: For capacities up to 2 MWh, modular cabinet clusters offer the best balance of compact footprint, aesthetic acceptability, and installation flexibility. For capacities above 2 MWh, containerized solutions become more cost-effective but require dedicated space and screening.

For applications that demand higher energy density, superior thermal management, and a compact footprint—such as AI‑driven data centers, continuous green hydrogen production, or remote desalination plants—the Sistema de almacenamiento de energía en contenedores de refrigeración líquida de 20 pies y 3MWh / 5MWh offers the optimal balance between capacity, environmental resilience, and installation flexibility.

Why liquid cooling in a 20ft container?

Chile’s northern desert (Atacama) and central coastal regions experience extreme diurnal temperature swings and high ambient heat. Air‑cooled containers often derate above 35°C, losing 15–25% of usable power. The 20ft liquid‑cooled solution maintains cell temperature within ±2°C even at 45°C ambient, ensuring full rated output year‑round. Its compact 20‑foot form factor (approximately 6m x 2.4m x 2.9m) fits on standard truck transports and occupies less than 15m² of land—critical for space‑constrained industrial sites, urban data centers, or modular green hydrogen pilots.

Technical specifications tailored to Chile’s market:

Why this matters for Chilean developers and IPPs:

• PMGD + BESS retrofit compatibility – The 20ft container can be placed adjacent to existing PMGD plants and connected at 400V or 13.2kV bus, delivering 3–5MWh of energy shift without re‑engineering the original PV system.

• Data center readiness – Millisecond response time (grid‑forming mode) supports GPU cluster load ramps; liquid cooling eliminates hot spots during frequent partial cycles.

• Green hydrogen & desalination – The 5MWh version provides 4+ hours of continuous power at 1.25MW, enough to bridge evening solar gaps for a 1MW electrolyzer or desalination unit.

• Carbon credit eligibility – Like the larger 40ft units, the 20ft liquid‑cooled system qualifies for Article 6.2 carbon credits when displacing diesel/NG during peak hours, adding 5–10% to annual revenue.

Field reference in Chile:

While the BESS del Desierto project (200MW/880MWh) used larger enclosures, the same liquid‑cooled, C5‑rated, IP65 architecture has been successfully deployed in Antofagasta for mid‑scale industrial customers. A 5MWh unit installed at a coastal desalination pilot in 2025 demonstrated <2% capacity loss over 300 cycles under 42°C ambient and high salt spray, with no derating events.

For EPCs and project developers seeking a drop‑in, high‑density solution:

Sistema de almacenamiento de energía en contenedores de refrigeración líquida de 20 pies 3MWh 5MWh is pre‑integrated with active thermal management, multi‑layer fire suppression (aerosol + water mist), and an EMS that supports price arbitrage, demand response, and capacity market dispatch. Its compact footprint allows two units to be stacked or placed back‑to‑back, delivering up to 10MWh on a single truck‑accessible pad—ideal for fast‑growing Chilean industrial clusters.

Part Nine: Data Centers, Green Hydrogen, and Desalination — Emerging High-Growth Industrial Demand

President Kast's energy plan explicitly identifies data centers, green hydrogen, and desalination as strategic industrial sectors for Chile's economic development, leveraging the country's abundant renewable energy surplus. These sectors share a common requirement: guaranteed, continuous, high-quality green power. Battery energy storage is not optional for any of them.

9.1 Data Centers — AI-Driven Demand and the Need for Millisecond Response

Chile currently has 59 data centers, ranking third in Latin America by installed capacity. The National Grid Coordinator CEN estimates that data center power demand could increase from 325 MW in 2025 to as much as 1,360 MW by 2032—a fourfold increase in just seven years.

The AI challenge: Modern AI infrastructure based on GPU clusters (NVIDIA H100, B200, and next-generation accelerators) produces extremely rapid power demand fluctuations. When a GPU cluster begins a training run, power draw can spike from near-zero to full load in milliseconds—then drop just as quickly when the run completes. Traditional uninterruptible power supply (UPS) systems with battery backup are designed for short-duration (5–15 minute) ride-through during grid disturbances, not for continuous daily cycling.

BESS for AI data center requirements:

• Millisecond response: BESS with grid-forming inverters can respond in <20 ms to load changes, maintaining voltage and frequency stability during rapid power fluctuations.

• High cycle life: Data center daily power profiles may involve 10–20 partial cycles per day as GPU loads ramp up and down. Standard UPS batteries are not designed for this cycling duty. BESS with LFP chemistry rated for 8,000+ cycles is required.

• Thermal management during rapid cycling: Frequent high-C-rate discharges generate significant heat. Liquid cooling is essential to prevent thermal accumulation and maintain cell life.

• Integration with on-site renewables: Major data center operators (Equinix, Aligned, Google) are increasingly sourcing renewable energy directly. BESS enables these facilities to operate on 100% green power even when solar/wind generation is not available.

Siemens has publicly stated that integrating renewable energy with battery energy storage systems will be decisive in ensuring reliable and sustainable electricity supply for data centers over the next decade, allowing them to drastically reduce their carbon footprint while improving supply continuity.

9.2 Green Hydrogen — 24/7 Electrolyzer Operation Without Grid Dependency

Green hydrogen production requires continuous, stable power for electrolyzers. Interruptions increase hydrogen production costs (electrolyzers must be purged and restarted) and reduce effective utilization of capital-intensive equipment.

The Chile advantage: Chile has some of the lowest-cost solar electricity in the world, but the intermittency of solar generation is incompatible with continuous electrolyzer operation without storage. A 100 MW electrolyzer operating 24/7 requires approximately 2.4 GWh of daily energy—far beyond what batteries can economically provide for full time-shifting.

The BESS role in green hydrogen: For green hydrogen projects, BESS serves a different function than full time-shifting. Instead, BESS provides:

• Short-duration bridging (1–4 hours) to cover solar generation dips due to cloud cover or late-afternoon decline

• Grid stability for electrolyzers connected to weak grids (typical at remote green hydrogen sites)

• Incremental capacity to allow electrolyzer operation during evening peak hours when solar is unavailable but wind may be available

Case study: Colbún's Nehuenco green hydrogen plant — Colbún has inaugurated Chile's first industrial green hydrogen plant at its Nehuenco facility, operating 100% off-grid with a 100 kW solar farm, battery storage, electrolyzer, and hydrogen storage. This US$1.6 million project demonstrates the technical feasibility of off-grid renewable hydrogen production using solar-plus-storage. The battery storage allows the electrolyzer to operate continuously even when solar generation fluctuates.

9.3 Seawater Desalination — Grid-Edge and Off-Grid Operation

Northern Chile faces chronic water scarcity, making seawater desalination a strategic necessity. Desalination plants are energy-intensive (3–5 kWh per cubic meter of freshwater) and often located at the grid edge or completely off-grid.

The BESS value proposition for desalination:

• Energy cost reduction: The Pedro de Valdivia desalination plant achieved a 64% reduction in energy costs by disconnecting from the grid and operating on solar power with a 10 MWh BESS, with a 3.5-year payback on the diesel savings alone.

• Production stability: BESS ensures continuous freshwater output even during cloud cover, increasing production by 20% compared to solar-only operation during partial cloud conditions.

• Off-grid capability: For remote coastal desalination plants with no grid connection, BESS enables 100% renewable operation with generator backup only for extended low-solar periods.

Technical requirements for desalination BESS:

• Extended autonomy: Desalination plants typically require 4–8 hours of storage to cover overnight periods or multi-day low-solar events. For complete off-grid operation, longer durations (12+ hours) or hybrid storage (BESS + hydrogen storage) may be required.

• Corrosion protection: Coastal installations require C5 corrosion protection (marine environment) plus IP65 dust protection for desert/coastal hybrid conditions.

• Capacidad de formación de red For off-grid installations, BESS must provide grid-forming control with black-start capability to restore the microgrid after complete outage.

Part Ten: International Certifications, Bankability, and Carbon Credit Monetization

For project financiers, asset managers, and institutional investors, bankability is the paramount concern. Chilean storage projects are attracting significant international capital—IDB, World Bank, and commercial lenders require demonstrable certification and verified performance data.

10.1 Required Certifications for Bankable BESS in Chile

Table 10: BESS Certifications — Requirements for Chilean Project Bankability

Practical guidance for project developers: UL9540 is the gold standard for bankability. Projects with UL9540-certified systems (as opposed to component-level certifications only) face fewer questions from lenders and insurers. For systems not requiring UL9540 (e.g., behind-the-meter C&I below certain capacity thresholds), IEC62619 plus local fire marshal approval may be sufficient.

10.2 Carbon Credit Monetization Under Article 6.2

As detailed in Section 2.4, Chile has established a regulatory framework for battery energy storage to generate and sell carbon credits under Article 6.2 of the Paris Agreement.

How BESS generates carbon credits: Storage projects displace fossil-fuel-fired generation during peak hours. In Chile, the marginal generator during evening peak periods is typically diesel or natural gas. By storing solar energy that would otherwise be curtailed and discharging it during peak hours, BESS directly reduces system emissions. Each MWh of displaced diesel generation avoids approximately 0.7–0.9 tons of CO₂ equivalent.

Monetization pathways:

1. Bilateral agreements under Article 6.2 — Chile has active agreements with Switzerland and Japan. Credits can be sold to these partner countries to meet their NDC commitments.

2. Voluntary carbon markets — While Article 6.2 credits are primarily for compliance markets, the same emissions reductions can potentially be certified for voluntary markets (e.g., Verra, Gold Standard) with appropriate methodologies.

3. Direct corporate purchases — Multinational corporations with science-based targets (SBTi) or RE100 commitments may purchase credits directly from storage projects.

Current market prices: Article 6.2 credits are trading in the US$15–30 per ton CO₂e range (significantly higher than voluntary market credits). For a 200 MW / 800 MWh project displacing approximately 150,000 tons CO₂e annually, carbon credit revenue would be US$2.25–4.5 million per year—adding 5–10% to project revenues.

Documentation requirements for carbon credit qualification:

• Emissions baseline study (pre-project grid emissions factor)

• Monitoring, reporting, and verification (MRV) protocol

• Letter of Authorization from Chilean Ministry of Environment

• Article 6.2 corresponding adjustment documentation

10.3 Financing and Insurance Requirements — What Lenders Look For

International lenders and insurers have developed standardized requirements for BESS projects:

Lender requirements (IDB, World Bank, commercial banks):

• UL9540 or equivalent certification for full system

• Minimum 10-year performance warranty from system integrator

• Degradation guarantee (e.g., 80% capacity at year 10, 70% at year 15)

• Proven technology with reference installations in similar environments

• Creditworthy off-taker (PPA counterparty)

• Independent engineering (IE) report confirming technical assumptions

Insurance requirements:

• All-risk property insurance covering fire, theft, and natural perils

• Business interruption insurance (12+ months coverage)

• Machinery breakdown coverage for inverters and power electronics

• Cyber liability for EMS and control systems

Frequently Asked Questions (FAQ) — Chile Energy Storage Market 2026

FAQ 1: When will DS88 and DS125 final rules be published?

Current status (April 2026): Both draft decrees were withdrawn from the Comptroller General in March 2026 by the new Kast administration for additional review. Industry association GIE has submitted technical observations. The storage provisions in DS125 have broad consensus; the PMGD economic provisions in DS88 require more detailed resolution.

Expected timeline: Final approval is expected in the second half of 2026. The industry is operating on the assumption that hybridization provisions will be included in the final rules—the technical and policy rationale is overwhelming.

Advice for investors: Proceed with feasibility studies and vendor selection now. The 3–6 month period between final rule publication and commissioning is sufficient for well-prepared projects.

FAQ 2: What is the current installed BESS capacity in Chile?

As of March 2026, over 1,700 MW of batteries are in operation, with approximately 600 MW in testing. Cumulative capacity including projects in commissioning reached 1.474 GW / 6.1 GWh as of November 2025, with an additional 846 MW / 2,872 MWh in commissioning. Chile has already surpassed its original 2030 target of 2 GW.

FAQ 3: What is the typical payback period for C&I storage in Chile?

For a 500 kW / 2 MWh outdoor cabinet system in the Santiago region (SIC system), simple payback is 4.5–6.5 years based on energy arbitrage plus demand charge reduction. For the northern SING region (Antofagasta, mining areas), wider peak-to-trough spreads reduce payback to 4–5 years. Carbon credit monetization (Article 6.2) can further improve returns by 5–10% of project revenues.

FAQ 4: Is liquid cooling necessary for Atacama Desert installations?

Yes, for any system above 500 kW located in Regions II, III, or northern IV. Air cooling results in 15–25% power derating at 45°C ambient and significantly accelerated degradation (cycle life reduced by 50–70%). The BESS del Desierto project (200 MW / 880 MWh) uses liquid cooling with C5 corrosion protection and IP65 dust sealing.

FAQ 5: Can my existing PMGD solar plant add battery storage?

Yes, technically. The proposed DS88 modifications explicitly address PMGD hybridization. However, final rules have not yet been published (expected H2 2026). Technical integration involves low-voltage bus connection, protection coordination updates, and EMS installation. The modular cabinet approach (400V bus integration) has been successfully deployed in Chile for a 4.6 MW / 12 MWh system.

FAQ 6: What certifications are required for bankable BESS in Chile?

UL 9540 (complete system) or IEC 62619 (component-level) are the key certifications. UL9540A thermal runaway testing is required for UL9540 and is strongly preferred by lenders and insurers. NFPA 855 compliance is required for fire code approval. For Atacama installations, C5 corrosion rating and IP65 dust protection are essential.

FAQ 7: How do carbon credits work for BESS in Chile?

Under Article 6.2 of the Paris Agreement, Chile has approved BESS projects to generate and sell carbon credits for displacing fossil-fuel generation during peak hours. Colbún's Diego de Almagro Sur (228 MW / 912 MWh) and CIP's Arena (220 MW / 1,100 MWh) are the first approved projects. Credits are sold bilaterally (Chile-Switzerland agreement) or potentially to voluntary markets. Expected revenue: US$15–30 per ton CO₂e, adding 5–10% to project revenues.

FAQ 8: What is the optimal storage duration for Chilean projects?

For capacity payment qualification, 5-hour systems receive 100% capacity credit (vs. 36% for 1-hour systems). Aurora Energy Research confirms that 5-hour batteries cycling once per day offer the most cost-effective solution, capturing over 70% of zero-price hours. For mining 24/7 renewable supply, 4–5 hours is typical (as in the Monte Águila 960 MWh system paired with 340 MW solar).

FAQ 9: Are there successful reference installations in Chile?

Yes. BESS del Desierto (200 MW / 880 MWh, Atacama) commissioned April 2025. Monte Águila (340 MW solar + 960 MWh storage, contracted to Codelco for 15 years). Gabriela phase of Oasis de Atacama (272 MW solar + 1.1 GWh storage) commissioned February 2026. A 4.6 MW / 12 MWh C&I arbitrage system operating at 400V low-voltage bus.

FAQ 10: How do I verify a BESS vendor's Atacama-environment claims?

Request: (1) Cycle life data at 35°C and 40°C cell temperature (not just 25°C); (2) Reference installations in similar desert environments (Nevada, Arizona, Saudi Arabia, Western Australia); (3) Independent third-party test reports for C5 corrosion and IP65 rating; (4) Thermal model simulation for worst-case Atacama conditions (45°C ambient, full sun loading); (5) Accelerated aging test data for LFP cells under desert thermal cycling.

FAQ 11: What is the current market price for BESS in Chile?

Utility-scale BESS (20 MW+, 4–5 hour duration) is in the range of US$250–350/kWh installed (battery + inverter + integration + installation). C&I outdoor cabinet systems (200 kW–2 MW) range from US$300–450/kWh installed. Containerized systems (1–5 MWh) range from US$280–400/kWh installed. Prices continue to decline; lithium carbonate prices have stabilized after 2023–2024 volatility.

FAQ 12: How does Chile's storage market compare to other Latin American countries?

Chile has the most mature regulatory framework in Latin America—Law 21.505 (2022) explicitly enables stand-alone storage, capacity payments with duration-based derating, and now Article 6.2 carbon credits. Brazil has larger overall market size but more regulatory complexity. Colombia is 2–3 years behind Chile in framework development. Chile's 14 GW 2030 target is the most ambitious in the region on a per-capita basis.

FAQ 13: What are the main risks for BESS investors in Chile?

(1) Regulatory risk — DS88 and DS125 final rules could differ from expectations (mitigation: modular, software-upgradeable EMS).

(2) Grid curtailment risk — Changes to curtailment rules could affect revenue (mitigation: PPA with fixed capacity payment).

(3) Technology risk — Battery degradation in Atacama conditions (mitigation: liquid cooling, performance guarantees, conservative capacity sizing).

(4) Counterparty risk — Creditworthiness of off-takers (mitigation: Codelco and other mining majors are strong credits).

FAQ 14: Can I get financing for a PMGD+BESS project before DS88 final rules?

Some lenders will provide construction financing with conditions tied to regulatory approval. Most will require final DS88 publication for permanent financing. Bridge financing or developer equity may be required for early-mover projects. The safest approach is to complete feasibility studies, secure site control, select vendors, and have all permits ready to execute upon DS88 finalization.

FAQ 15: What is the expected lifetime of a BESS in Chile?

With LFP chemistry and liquid cooling in Atacama conditions: 10–15 years to 70–80% capacity retention. With air cooling: 7–10 years to 70% capacity retention. For mining PPAs (15–20 years), replacement of battery modules at year 10–12 may be required. Performance warranties should specify capacity retention at years 10 and 15.

Part Eleven: Technical Specifications Reference Tables

Table 11: BESS Technology Comparison for Chilean Market Segments

Table 12: Chile Electricity Nodal Prices — Regional Comparison (April 2026)

Table 13: Environmental Rating Requirements by Chilean Region

Table 14: Summary of 2026 Regulatory Milestones

Conclusion: Why Chile Is the Defining Storage Market of This Decade

Chile in 2026 represents a confluence of factors rarely seen in any energy market: a mature and continuously improving regulatory framework, a massive and growing renewable curtailment problem that storage uniquely solves, a mining sector with legally binding 2030 decarbonization mandates and the capital to execute, a distributed generation base of 3,900 MW awaiting battery hybridization, and a new administration that has made storage a top energy policy priority.

The numbers speak for themselves: 1,700 MW operational today, 9,000 MW targeted by 2027, 14,000 MW by 2030. Over US$16 billion in planned energy investment with 34% allocated to storage. Article 6.2 carbon credits adding 5–10% to project revenues for qualifying projects. The Monte Águila and Oasis de Atacama projects demonstrating that 24/7 renewable power for heavy industry is not a future aspiration—it is operating today.

For mining operators, the path to 2030 compliance is clear: solar-plus-storage with 4–5 hour batteries, liquid cooling for Atacama conditions, and 15–20 year PPAs with performance guarantees.

For PMGD owners and C&I facility operators, the DS88 regulatory window—though delayed—remains open. The 3,900 MW installed base of PMGD assets represents the largest retrofit opportunity in Latin American storage. Modular, software-defined BESS architectures that can adapt to final rules are the prudent investment.

For EPCs, developers, and IPPs, the engineering challenges are known and solvable: 400V low-voltage bus integration, protection coordination, EMS optimization for multiple revenue streams, and long-term performance guarantees backed by LFP chemistry and liquid cooling.

For data centers, green hydrogen producers, and desalination operators, BESS is not a value-add—it is an operational necessity for achieving continuous, reliable, 100% renewable operation.

The Chilean energy storage market has moved beyond pilots, beyond policy uncertainty, and beyond first-mover risk. It is now a mature, bankable, rapidly scaling market with clear rules, proven economics, and an unprecedented pipeline of projects. The question is no longer whether to participate in Chile's storage transformation—but how quickly you can deploy.

This guide was prepared by MateSolar, a one-stop photovoltaic and energy storage solution provider serving commercial, industrial, and utility-scale clients across Latin America. With deep expertise in Chile's regulatory framework, extreme-environment engineering, and project bankability requirements, MateSolar delivers integrated solar-plus-storage solutions tailored to the unique demands of the Chilean market. From modular C&I outdoor cabinets to utility-scale containerized systems with liquid thermal management, MateSolar provides end-to-end solutions backed by international certifications, flexible support models, and a commitment to long-term partnership. For more information, contact the MateSolar team.

Disclaimer: This document is provided for informational purposes only and does not constitute financial, legal, or investment advice. All market data, price projections, and regulatory timelines are based on information available as of April 6, 2026, and are subject to change. Readers should conduct their own due diligence and consult with qualified professionals before making investment decisions.