El BESS que Chile aprobó, validó y canceló — y los 5.642 GWh que costó no tenerlo
Parinas-Lo Aguirre no es la historia de una tecnología que falló. Es la historia de una regulación que llegó tarde.
Una columna sobre el costo de planificar en décadas lo que el sistema necesita en meses.
5.642 GWh. Esa es la energía que Chile vertió en 2024 — energía solar y eólica disponible que el sistema no pudo usar. No porque el sol dejara de brillar. Sino porque la red no pudo moverla.
Ese número tiene nombre: Parinas-Lo Aguirre.
La planificación que llega tarde por diseño
El proceso de expansión de la transmisión en Chile es robusto, transparente y exhaustivo. Y eso, paradójicamente, es parte del problema.
Una línea de alta tensión tarda entre siete y diez años desde su aparición en el plan de expansión hasta su entrada en operación: franja de servidumbre, evaluación ambiental, licitación, construcción. Una planta solar se construye en dos años. Un sistema BESS se despliega en dieciocho meses.
La red eléctrica chilena está creciendo a velocidad de ERV. Se planifica a velocidad de líneas.
Esta asimetría tiene consecuencias concretas: cuando la congestión se hace evidente, la obra de transmisión que la resolvería lleva ya dos años en tramitación. Y cuando esa obra entra finalmente en operación, el sistema tiene tres problemas nuevos que aún no están en ningún plan.
La planificación de la transmisión, por diseño, llega tarde.
El criterio N-1 y la seguridad activa
La lógica de diseño de la transmisión chilena está construida sobre el criterio N-1: el sistema debe operar de manera segura ante la falla de cualquier elemento simple. Históricamente, eso se resolvió con redundancia física — capacidad ociosa en las líneas, respaldo de transformadores, márgenes de seguridad que mantienen los cables operando por debajo del 80% de su límite térmico.
Es una lógica sólida para un mundo de activos lentos. Tiene un problema estructural en un mundo donde la red cambia de topología en milisegundos.
Un BESS ubicado estratégicamente puede cumplir el criterio N-1 de una manera radicalmente distinta. En lugar de mantener capacidad ociosa como margen estático, el sistema inyecta o absorbe potencia en menos de 150 milisegundos ante una contingencia. El resultado es el mismo — continuidad del suministro — pero el mecanismo es dinámico: las líneas pueden operar más cerca de su límite térmico real, porque el "margen de seguridad" ya no está en el cable sino en la batería.
En la industria se llama Grid Booster o Virtual Transmission Line. La idea central es simple: un BESS no reemplaza una línea de transmisión. La desbloquea.
Parinas-Lo Aguirre: crónica de un puente cancelado
El Plan de Expansión de Transmisión 2021 identificó un cuello de botella crítico: el corredor de 500 kV que conecta el norte grande con la zona central. La solución propuesta no fue construir una nueva línea — fue instalar un sistema BESS en las subestaciones Parinas y Lo Aguirre para el control dinámico de flujos.
La estimación técnica de la CNE era precisa: la solución liberaría entre 400 y 500 MVA de capacidad de transmisión existente, facilitando la evacuación de generación renovable y reduciendo los costos de operación del sistema. La CNE lo incorporó en su Informe Técnico Definitivo.
El Coordinador Eléctrico Nacional se opuso. Sus argumentos giraron en torno a la incertidumbre regulatoria sobre la remuneración de baterías como activos de transmisión y dudas técnicas sobre la eficacia de la solución frente a alternativas convencionales.
El caso llegó al Panel de Expertos. En el Dictamen 7-2022, el Panel falló a favor: la regulación vigente permite incorporar sistemas de almacenamiento como obras de expansión. La solución técnica era pertinente. El proyecto debía avanzar.
No avanzó.
Los retrasos administrativos y las licitaciones infructuosas — la primera declarada desierta porque las ofertas superaron el valor referencial de la CNE — empujaron la entrada en operación estimada hacia 2029. El mismo año en que la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre resuelve estructuralmente la congestión en ese corredor.
La lógica regulatoria fue implacable: si el BESS entra cuando la HVDC ya está operativa, sus beneficios netos no justifican la inversión. El Informe Técnico Definitivo del Plan de Expansión 2024 eliminó el proyecto.
El puente tecnológico fue cancelado justo cuando más se necesitaba — y no llegó a tiempo para cruzar el río.
El costo de la inacción
En 2024, Chile vertió 5.642 GWh de energía solar y eólica — el 19% de su generación ERV disponible. Las pérdidas económicas para los generadores superaron los USD 226 millones.
No todas esas pérdidas son atribuibles al corredor norte-centro. La congestión en el SEN tiene múltiples puntos críticos. Pero la lógica sistémica es la misma en todos ellos: los planes de expansión están diseñados para identificar obras de largo plazo, no para desplegar soluciones de corto plazo que funcionen como puente mientras la infraestructura definitiva se construye.
El sistema incurrió en cientos de millones de dólares en pérdidas anuales mientras un proyecto con aval técnico completo esperaba en una fila de licitaciones.
La planificación orientada al largo plazo ignora el valor inmediato de la flexibilidad. Y la flexibilidad tiene precio — un precio que el sistema pagó en GWh vertidos.
El modelo ya existe: Grid Boosters en Alemania y Australia
La implementación de BESS como activo de transmisión no es experimental. Es operacional en dos de los sistemas más exigentes del mundo.
En Alemania, TransnetBW opera un sistema de 250 MW (Netzbooster) diseñado explícitamente para liberar restricciones N-1 en corredores congestionados. No participa en el mercado de energía. No hace arbitraje de precios. Su única función es actuar como reserva dinámica que permite usar las líneas existentes más cerca de su capacidad térmica real. El mecanismo de remuneración es un cargo regulado por disponibilidad técnica — no por energía despachada.
En Australia, la Waratah Super Battery (850 MW / 1.680 MWh) cumple un rol equivalente como activo de estabilidad del sistema en Nueva Gales del Sur, remunerada a través de un esquema de servicio de red que garantiza su disponibilidad independientemente del despacho energético.
El BESS no compite con los generadores en el mercado de energía. Compite con las líneas y transformadores en el mercado de infraestructura. Eso requiere un mecanismo de remuneración completamente distinto — uno que Chile aún no tiene.
La reforma regulatoria pendiente
El fracaso de Parinas-Lo Aguirre no es tecnológico. Es regulatorio. Hay tres problemas concretos que la regulación debe resolver:
El mecanismo de remuneración. Los sistemas BESS de transmisión deben poder acceder al Valor Anual de Transmisión por Tramo (VATT) — un pago fijo por disponibilidad y desempeño técnico, independiente de cuánta energía almacenen. Sin eso, no hay incentivo privado para financiar una batería que no arbitrará precios sino que estabilizará una barra.
El criterio de planificación. Los planes anuales no incorporan métricas de flexibilidad operativa. Se evalúan obras de largo plazo bajo escenarios de 20 años, pero no existe un proceso formal para identificar y contratar "puentes tecnológicos" de corto plazo mientras las obras definitivas se construyen. Esa brecha es exactamente el espacio donde Parinas-Lo Aguirre debería haber funcionado.
La capacidad técnica del Coordinador. El Coordinador rechazó el proyecto que CNE y el Panel de Expertos habían validado. Si el organismo responsable de operar el sistema no tiene los modelos para simular y operar BESS de transmisión, ningún proyecto como este pasará la barrera técnica sin años de debate adicional. La norma técnica debe actualizarse para especificar estándares diferenciados para baterías de transmisión — distintos de los que aplican a almacenamiento de generación.
Cierre: El sistema eléctrico del futuro se construye hoy, o se paga mañana
La línea HVDC Kimal-Lo Aguirre resolverá la congestión norte-centro en 2029. Pero el corredor sur tiene sus propios cuellos de botella. El norte chico, también. La penetración renovable continuará creciendo. Los planes de expansión seguirán llegando tarde.
La pregunta no es si Chile va a necesitar BESS como activos de transmisión. La pregunta es si la regulación va a estar lista antes de que el costo del vertimiento supere el costo de la infraestructura que debió haberse construido.
Parinas-Lo Aguirre fue una señal. El sistema la identificó, la validó y no supo ejecutarla.
No debería tomar otro récord de vertimiento para que la siguiente señal no llegue tarde.
Fuentes: Plan de Expansión de Transmisión 2021 y 2024, CNE · Dictamen 7-2022, Panel de Expertos · Reporte de Vertimientos 2024, Coordinador Eléctrico Nacional · TransnetBW Netzbooster Project Documentation · Análisis propio.