La incorporación de almacenamiento en la nueva subasta de largo plazo trasladó la discusión desde la tecnología hacia la estructura de ingresos. El sistema necesitará baterías para cubrir la franja nocturna y sostener la confiabilidad ante mayor penetración solar, pero la pregunta es si el diseño actual permite financiar esa inversión bajo esquemas de Project Finance.
El experto en regulación Manuel Gómez Fajardo consideró que el debate no es sobre la necesidad técnica del almacenamiento, sino sobre su sostenibilidad económica: «El punto crítico aparece cuando se analizan los ingresos esperados frente al CAPEX que implica instalar baterías de respaldo».
Los productos 1 y 3 exigen entrega en bloques horarios que, en la práctica, obligan a hibridar con sistemas de almacenamiento. Sin embargo, el contrato adjudicado remunera energía entregada, no potencia disponible, por lo que esa diferencia altera la estructura financiera del proyecto.
“¿Se cubre únicamente con ese ingreso del PPA? Yo creo que no”, advirtió Gómez Fajardo en diálogo con Energía Estratégica.
El esquema actual depende principalmente de pagos por MWh, mientras que el almacenamiento requiere reconocimiento por capacidad firme o disponibilidad para cerrar la ecuación financiera.
Bajo la metodología vigente del cargo por confiabilidad, la ENFIC reconoce generación firme. Las baterías, al no producir energía por sí mismas, quedan parcialmente fuera de ese esquema.
“Esa ENFIC, como está estructurada a la fecha, depende de la generación, y el almacenamiento por sí solo no aporta generación”, explicó el especialista, aludiendo a que esa limitación regulatoria reduce la previsibilidad de ingresos y eleva el riesgo para financiadores.
La experiencia internacional muestra que el arbitraje de precios —comprar en horas valle y vender en horas pico— resulta complementario, pero insuficiente para respaldar inversiones de largo plazo. Por ejemplo, en Chile, el desarrollo de almacenamiento se aceleró cuando se introdujo remuneración explícita por potencia en bloques horarios definidos, permitiendo estructurar ingresos más estables, a tal punto que hoy en día, los sistemas BESS se convirtieron en una pieza clave para enfrentar las restricciones del sistema.
Como resultado, Chile cuenta con 9 GW de proyectos de almacenamiento en operación, en construcción y en prueba; sumado a otros 27 GW de almacenamiento en proceso de desarrollo.
- 28 proyectos en operación (1,6 GW – 4,1 hrs de duración promedio).
- 6 proyectos en pruebas (0,7 GW – 3,6 hrs de duración promedio).
- 68 proyectos en construcción (6,8 GW – 4,4 hrs de duración promedio).
- 14 GW de almacenamiento con calificación ambiental favorable
- 13 GW de almacenamiento que actualmente están en calificación ambiental.
Mientras que en Colombia, el concepto de revenue stacking —acumulación de ingresos por energía, potencia y servicios complementarios sin doble pago— aún requiere consolidación normativa. Sin ese esquema integral, la señal económica no alcanza para atraer capital conservador.
El especialista fue claro respecto al alcance de la subasta: “La subasta por sí sola no va a solucionar el problema. En un mercado donde ya existen PPAs bilaterales de 12 a 15 años, cualquier diseño menos competitivo puede quedar sin participación suficiente».
Además, distinguió dos modelos distintos. El primero, cuando el almacenamiento opera como activo competitivo hibridado con solar, depende de señales de mercado reforzadas por regulación adecuada; en cambio, si actúa como activo de red —con ingreso regulado y carácter de monopolio natural— requiere convocatorias específicas financiadas vía tarifa.
Como consecuencia, su exigencia en una subasta no equivale a hacerlo financiable, ya que bajo la mirada del especialista, sin reconocimiento explícito de potencia o disponibilidad, el riesgo es que los productos que lo incluyen enfrenten baja adjudicación en un mecanismo voluntario donde el mercado define la conveniencia económica.
