BESS en distribución: la norma pendiente decidirá cuándo puede cargar una batería
El DS 1/2026 permitió que un sistema de almacenamiento cargue desde la red de distribución. La norma técnica vigente lo impide y la SEC suspendió esas conexiones. Lo que falta regular es la prioridad frente al cliente final, y con ella el negocio.
En junio, un decreto dijo que un sistema de almacenamiento puede cargar desde la red de distribución. Desde febrero, una norma técnica dice que no puede. Entre ambos, desde julio, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dejó en pausa las conexiones de los BESS stand alone.
La pregunta abierta ya no es si el almacenamiento entra a la red de distribución. Es cómo comparte la capacidad de esa red con los clientes que ya la usan, y si alguien reconocerá lo que puede aportarle. Las dos respuestas se escribirán como procedimiento técnico, y las dos fijan el negocio.
Tres instrumentos, tres respuestas
| Instrumento | Vigencia | Sobre la carga desde la red de distribución |
|---|---|---|
| Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión (Res. Ex. CNE N° 69) | Diario Oficial, 19 de febrero de 2026 | Un PMGD con componente de almacenamiento no puede cargarlo desde la red de distribución (art. 7-20) |
| DS N° 1/2026, Ministerio de Energía | Diario Oficial, 13 de junio de 2026 | Habilita los retiros para cargar. La distribuidora debe priorizar los retiros de los clientes finales, y la norma técnica define cómo (arts. 37 y 42) |
| Oficio Circular N° 341.785, SEC | 14 de julio de 2026 | Los BESS stand alone no pueden iniciar ni continuar su conexión mientras la norma no regule las materias pendientes |
El decreto modificó el reglamento de los pequeños medios de generación distribuida, que pasó a llamarse Reglamento para Medios de Generación y Sistemas de Almacenamiento de Pequeña Escala, y extendió su alcance a los sistemas de almacenamiento con excedentes de hasta 9.000 kW. Con eso habilitó una figura nueva en distribución: un proyecto compuesto solo por almacenamiento, que retira energía de la red para cargar e inyecta después.
El decreto resolvió también el tratamiento económico de esos retiros. Se valorizan según el régimen de precio al que se acoja el proyecto (art. 9 bis) y no están sujetos a los cargos asociados a clientes finales (art. 9 ter). Lo que dejó pendiente es la operación.
La norma técnica que debía hacerla posible es anterior al decreto y dice lo contrario. Su artículo 7-20 dispone que «un PMGD con componente de almacenamiento no podrá cargar su componente de almacenamiento desde la red de distribución», y exige automatismos que lo impidan en un máximo de dos segundos. La norma regula el almacenamiento solo como parte de un PMGD con generación, que inyecta en los bloques horarios autorizados.
La SEC aplicó la consecuencia práctica. Sin procedimiento técnico, no hay conexión que tramitar.
Las cinco materias que la norma debe resolver
Según el oficio de la SEC, lo que falta regular antes de habilitar estos proyectos es:
- Los procedimientos para retirar energía de la red y cargar.
- La coordinación de esos retiros con la empresa distribuidora.
- La prioridad del suministro de los clientes finales.
- Las exigencias de medición y registro para diferenciar los retiros para carga de los consumos.
- La metodología para asignar y distribuir las pérdidas eléctricas.
Las cuatro primeras son las que el propio decreto encargó a la norma técnica (art. 42, letras k, l y n). Todas son técnicas en su forma, y al menos tres tienen efecto directo sobre los flujos de un proyecto. La prioridad determina en qué condiciones una batería puede cargar cuando la capacidad de un alimentador no alcanza para todos. La medición determina qué retiro se trata como carga de almacenamiento y cuál como consumo. Las pérdidas son un costo que la metodología asignará a alguien.
Para un activo cuyo ingreso depende de cargar en unas horas e inyectar en otras, la regla de prioridad forma parte del flujo de caja.
Lo que se ha movido desde julio
- Julio. La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) valoró que el oficio diera claridad sobre el nuevo marco, pero advirtió que le preocupa «que la falta de esta regulación técnica impida, en la práctica, avanzar en la conexión de proyectos BESS stand alone bajo el régimen PMGD».
- Septiembre. La asociación gremial Generadores Independientes de Energía (GIE) informó el 14 de septiembre que propuso a la ministra de Energía, con copia a la SEC, a la CNE y al presidente de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara, dos medidas: un oficio circular de la SEC con criterios técnicos transitorios y una actualización focalizada de la norma técnica. Según estimaciones de la industria que cita el gremio, hay del orden de 500 MW de proyectos de este tipo en distintas etapas de desarrollo, con inversiones asociadas cercanas a US$ 450 millones.
- El calendario normativo. El Plan Normativo Anual 2026 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), aprobado en diciembre de 2025, establece que la modificación de la norma técnica asociada a los cambios del reglamento «se iniciará una vez publicada la modificación reglamentaria». El decreto se publicó el 13 de junio. Al 8 de octubre no encontramos en el sitio de la CNE una resolución de inicio ni una consulta pública de esa modificación. El mismo plan prevé que la Comisión puede modificarlo «por motivos urgentes o de necesidad manifiesta».
Ninguna autoridad ha publicado un plazo.
Usuario o recurso de la red
El marco y el gremio miran el mismo activo desde dos lugares.
El decreto pone el acento en el uso de la red. Garantiza el acceso de los PMGD a la red de distribución «en la medida de que la operación del PMGD no cause deterioro en la seguridad, calidad y continuidad del servicio». Y ordena a la distribuidora priorizar los retiros de los clientes finales por sobre los retiros para cargar almacenamiento, «con el objeto de dar cumplimiento a las obligaciones que establece la Ley» (art. 37).
El gremio pone el acento en lo que el almacenamiento puede llevar a la red de distribución: acercar sus beneficios a las redes y a sus usuarios, como complemento del crecimiento de los BESS conectados a transmisión.
Las dos miradas chocan menos de lo que parece, porque la prioridad del cliente final solo opera cuando la capacidad del alimentador no alcanza para todos. Cuán seguido ocurra eso depende de dos curvas: cuándo carga la batería y cuándo consume el alimentador.
La primera la marca el precio. En la semana del 4 al 10 de septiembre, entre las 08:00 y las 18:00, el costo marginal en línea promedió US$ 11,2/MWh en las 361 barras de 220 kV del sistema y fue cero en el 82 % de los intervalos. El resto del día promedió US$ 47,8/MWh y fue cero solo en el 6 %. Un BESS que busca ese diferencial carga con sol e inyecta al final de la tarde y en la noche.
La segunda depende del alimentador. En uno mayoritariamente residencial, el consumo suele ser menor en las horas de sol, cuando buena parte de los hogares está vacía, y crece al anochecer. Ahí la ventana de carga de la batería y la de mayor exigencia de la red no coinciden, y la batería inyecta cuando el alimentador más consume. En alimentadores con consumo comercial, industrial o agrícola diurno, en cambio, pueden coincidir.
La regla de prioridad, entonces, no tendrá el mismo efecto en todos los alimentadores. El alimentador al que se conecta un proyecto pasa a ser una variable de su evaluación.
La serie de costos marginales de esa semana se entregó a clientes en el Informe Semanal SEN del 11 de septiembre de 2026.
Lo que la norma ya permite y lo que no dice
El marco en discusión trata al BESS stand alone como usuario de la red de distribución: cómo retira, con qué prioridad, cómo se mide y qué pérdidas paga. El sentido inverso, qué puede aportar una batería a la calidad de suministro de los usuarios de su alimentador, tiene hoy una sola vía en la norma.
El artículo 7-26 de la norma técnica vigente permite que la distribuidora convenga con el operador de un PMGD una «Operación en Isla» durante interrupciones de suministro programadas, acordadas, coordinadas o estudiadas, mediante un acuerdo que asegure condiciones apropiadas de calidad de suministro a los usuarios. Es un convenio caso a caso, limitado a interrupciones programadas, y la norma no dice cómo se valoriza ese aporte. Ante una isla no intencionada, en cambio, el PMGD debe desconectarse.
No es un vacío exclusivo del almacenamiento. El estudio del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) sobre el apagón de febrero de 2025, difundido en julio de 2026, concluye que la regulación internaliza explícitamente el costo de la adecuación de capacidad, mientras los riesgos asociados a la resiliencia se tratan «de forma implícita, fragmentada y ex post». Esa asimetría, según el estudio, genera falta de incentivos a invertir en resiliencia, en particular en las redes de distribución.
Si la actualización extenderá la vía del artículo 7-26 al almacenamiento stand alone, o reconocerá de otra forma lo que una batería aporta a su alimentador, es una pregunta que ningún documento público aborda todavía. Por ahora, el marco ordena a la batería como una carga.
Lo que viene: dos caminos, dos diseños y un calendario abierto
El camino transitorio. Es el que propuso el gremio, y la SEC ya lo ha usado con el almacenamiento en distribución. En 2024, el Oficio Circular N° 232.140 dio directrices para evaluar PMGD con almacenamiento que operan por bloques horarios. En 2025, el Oficio Circular N° 290.539 reforzó los criterios para evaluar su efecto en las congestiones de las redes zonales. Ambos se refieren a almacenamiento asociado a generación, no al stand alone.
El camino definitivo. La modificación de la norma técnica corre por el procedimiento normativo de la CNE, que el plan anual dejó condicionado a la publicación del decreto. No tiene fecha publicada.
Los dos caminos no se excluyen. Un criterio transitorio permite tramitar conexiones; la norma define las condiciones con que esos activos operarán durante su vida útil. Un proyecto que se conecte con el primero quedará sujeto a lo que diga la segunda.
Dos maneras de hacer cumplir la prioridad. Cualquiera de los dos caminos tendrá que decidir cómo se ordenan los retiros de la batería frente a los del cliente final. Una opción son ventanas horarias definidas de antemano. Es la lógica que la norma vigente ya aplica al almacenamiento asociado a PMGD, que inyecta en los bloques horarios de su informe de criterios de conexión, con la consigna horaria que fija la distribuidora. Otra son señales de uso o de congestión de la red, emitidas por la distribuidora según el estado de cada alimentador y cumplidas por el propio PMGD, que opera en régimen de autodespacho. La primera restringe por reloj; la segunda, por la condición real de la red. Para un proyecto, con la primera la restricción entra al modelo como un dato; con la segunda, como una variable que depende de su alimentador.
Qué cambia para quien evalúa un proyecto hoy
Un BESS en distribución que se evalúa solo por el diferencial de precios entre horas responde una parte de la pregunta. La otra parte es regulatoria y todavía no está escrita: cuántas horas podrá cargar cuando el alimentador esté exigido, cómo se medirán sus retiros, qué pérdidas se le asignarán y si algo de lo que aporte a la red tendrá reconocimiento.
Esa parte no se conoce, pero se puede acotar. El decreto ya fijó el principio, que el cliente final va primero, y la curva de cada alimentador dice cuánto pesa ese principio en cada caso. Modelar el proyecto bajo ese principio, con ventanas fijas y con señales de red, es la diferencia entre esperar la norma y llegar a su discusión con la sensibilidad calculada.
La regla que decida cuándo carga una batería en distribución no saldrá en un solo acto. Llegará por oficios, resoluciones y una norma técnica. Quien los sigue a medida que salen llega a esa discusión con la cuenta hecha.
Fuentes: Ministerio de Energía, Decreto Supremo N° 1 de 2026, Diario Oficial N° 44.474 (13 de junio de 2026), arts. 9 bis, 9 ter, 37 y 42; Comisión Nacional de Energía, Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en Instalaciones de Media Tensión, Res. Ex. N° 69 (Diario Oficial, 19 de febrero de 2026), arts. 7-20, 7-26, 9-11 y 9-20; Comisión Nacional de Energía, Plan Normativo Anual 2026, Res. Ex. N° 779 (15 de diciembre de 2025); Superintendencia de Electricidad y Combustibles, Oficio Circular Electrónico N° 341.785 (14 de julio de 2026); Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), declaración difundida por Electromineria (23 de julio de 2026); Oficios Circulares Electrónicos SEC N° 232.140 (24 de junio de 2024) y N° 290.539 (11 de julio de 2025); Generadores Independientes de Energía A.G., comunicado (14 de septiembre de 2026); Coordinador Eléctrico Nacional, Costo Marginal en Línea, barras de 220 kV (4 al 10 de septiembre de 2026), procesado por EnergySage para el Informe Semanal SEN del 11 de septiembre de 2026; Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) para Enel Foundation, estudio sobre el apagón del 25 de febrero de 2025 (julio de 2026).