América Latina y el Caribe ingresan en una nueva etapa para el storage. Chile presenta el ecosistema regulatorio más maduro, mientras Argentina, Brasil, México, Colombia, República Dominicana y otros mercados avanzan con licitaciones, contratos de largo plazo o normas específicas que comienzan a convertir a los sistemas BESS en una actividad remunerada.
El mapa regional, sin embargo, todavía muestra profundas diferencias. Algunos países ya reconocen a estos activos como participantes del sistema eléctrico, definen pagos por potencia o habilitan su ingreso en convocatorias competitivas. Otros apenas permiten baterías asociadas al autoconsumo o mantienen restricciones que impiden prestar servicios a la red.
El punto de partida continúa siendo bajo frente a las necesidades futuras. El Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, elaborado por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), contabiliza cerca de 1,7 GW de capacidad instalada en baterías dentro de sistemas eléctricos que reúnen aproximadamente 567 GW de generación. La entidad proyecta que el volumen podría escalar hasta 24 GW en 2030 y 46 GW en 2035.
Este crecimiento obligaría a movilizar alrededor de USD 24.000 millones hasta 2030, además de desarrollar señales económicas capaces de remunerar potencia, flexibilidad, arbitraje, servicios auxiliares y diferimiento de inversiones en redes. El desafío también comprende la creación de ingresos predecibles que permitan financiar los proyectos.
En su “Libro Blanco de Almacenamiento”, OLACDE advirtió que el avance regional continúa en una “fase incipiente” y que persisten la ausencia de “marcos regulatorios claros”, el “limitado acceso a financiamiento” y la “falta de incentivos económicos”. La respuesta exige, según la organización, “acción coordinada” y una “visión de largo plazo”.
La fotografía cambia con rapidez. Durante 2025 y 2026, distintos gobiernos pasaron de incorporar referencias generales a esta tecnología en sus planes energéticos a definir subastas, contratos, requisitos técnicos, procedimientos de conexión y esquemas de remuneración.
Chile lidera y Argentina, Brasil y México aceleran el mercado
Chile se mantiene como el país más avanzado de Latinoamérica por la combinación de reconocimiento legal, regulación operativa, remuneración por potencia y proyectos en construcción u operación.
La Ley 20.936 reconoció a los sistemas de acumulación como una categoría propia del sector eléctrico desde 2016. Posteriormente, el Decreto Supremo 70 estableció el marco para que las instalaciones independientes y la componente de baterías de centrales renovables accedieran al reconocimiento de potencia durante un período transitorio de diez años.
Ese esquema entregó una señal económica que otros mercados todavía no consiguen estructurar. A su vez, el Decreto 1 de 2026 incorporó formalmente baterías al régimen de pequeños medios de generación distribuida de hasta 9 MW, con reglas técnicas de conexión, medición, monitoreo y operación.
El Decreto Supremo 32 profundizó el proceso al regular el despacho centralizado de activos BESS y centrales de bombeo, introducir nuevas reglas de prorrata de inyección y habilitar la figura de sistemas de generación-consumo para complejos industriales con producción propia y capacidad de respaldo.
La madurez normativa se refleja en el volumen de proyectos. El relevamiento de OLACDE ya identificaba en mayo de 2025 cinco sistemas en pruebas por 571 MW y 2378 MWh, además de desarrollos como Oasis de Atacama y la hibridación de la planta fotovoltaica Capricornio.
La organización estima que Chile concentra cerca del 70% de la capacidad de baterías instalada en la región, una ventaja asociada tanto a las reglas como a las necesidades operativas de un sistema con elevada penetración solar, vertimientos y congestiones de transmisión.
Argentina dio un salto mediante licitaciones, aunque todavía no cuenta con un mercado general de servicios plenamente consolidado. La primera convocatoria relevante, AlmaGBA, adjudicó 713 MW de soluciones BESS para atender restricciones y reforzar la confiabilidad en el Área Metropolitana de Buenos Aires.
La posterior licitación AlmaSADI recibió 235 ofertas por 8338 MW, casi 12 veces el objetivo original. Finalmente, adjudicó 700,5 MW en 20 proyectos, distribuidos entre Genneia, DQD Energy, 360 Energy Solar, Aluar e Intermepro Generación I.
El precio promedio alcanzó USD 8427 por MW-mes, alrededor de 33% por debajo del techo de USD 12.500 establecido en el pliego. La oferta más baja correspondió a los proyectos Bragado I y II de Genneia, con 100 MW a USD 7397 por MW-mes.
Los contratos contemplan remuneración por disponibilidad de potencia y un componente por energía despachada, lo que entrega previsibilidad a los adjudicatarios. Además, el Gobierno creó el Registro Nacional de Proyectos de Almacenamiento de Energía Eléctrica para concentrar las iniciativas participantes.
El volumen no adjudicado abrió otra discusión. CAMMESA trabaja en el Servicio de Reserva Adicional de Confiabilidad, un mecanismo que permitiría realizar rondas semestrales y canalizar parte de los aproximadamente 7000 MW que quedaron fuera de AlmaSADI.
Buenos Aires también lanzó un programa provincial y adjudicó un primer sistema de 25 MW y 125 MWh, distribuido en cuatro nodos. La iniciativa busca sustituir la generación diésel utilizada durante períodos de alta demanda y cubrir problemas de distribución que no formaban parte del alcance de la convocatoria nacional.
Brasil avanzó por dos frentes complementarios: reconocimiento legal y contratación de capacidad. La Ley 15.269 de noviembre de 2025 reconoció al storage como actividad independiente del sector eléctrico, una definición indispensable para evitar que los proyectos sean tratados simultáneamente como consumidores y generadores sin un encuadre específico.
El desarrollo reglamentario sufrió demoras dentro de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica. Tras pedidos de revisión y discusiones sobre la posibilidad de reabrir la consulta pública, ANEEL deliberó en junio de 2026 sobre la clasificación e integración de estos activos al sector.
En paralelo, el Ministerio de Minas y Energía publicó las bases de dos subastas de reserva de capacidad. Una de ellas se orienta específicamente a baterías y admite sistemas BESS sin los requisitos de contenido local previstos para la convocatoria nacional.
Los procesos contratarán disponibilidad de potencia y no energía, mediante acuerdos de 15 años con inicio de suministro en agosto de 2028. Los proyectos deberán contar con al menos 30 MW, eficiencia mínima de 85% y capacidad para entregar cuatro horas continuas por día.
Brasil también confirmó la aplicación de una tarifa dual y estableció que los costos de reserva de capacidad serán distribuidos entre generadores, sin trasladarlos directamente a usuarios residenciales e industriales. Esta arquitectura será determinante para probar la bancabilidad del primer ciclo de instalaciones a gran escala.
México se ubica entre los mercados de mayor potencial, luego de definir modalidades de participación, contratos de interconexión y requisitos para proyectos BESS. Las disposiciones administrativas publicadas por la Comisión Nacional de Energía reconocen cinco formas de inserción y habilitan al Centro Nacional de Control de Energía a adquirir energía y potencia de sistemas privados.
El nuevo marco permite que las baterías presten respaldo, regulación y servicios vinculados a la confiabilidad. A su vez, asigna al desarrollador el riesgo de degradación: cuando la capacidad disponible cae por debajo de los parámetros comprometidos, el titular debe reponer o actualizar los equipos.
El esquema mixto impulsado por la Comisión Federal de Electricidad produjo la señal más relevante. La convocatoria adjudicó 37 proyectos por aproximadamente 7411 MW a 31 desarrolladores, con una inversión estimada en USD 7400 millones.
El país enfrenta, no obstante, desafíos de ejecución. La disponibilidad de transformadores, con plazos de entrega estimados entre 18 y 36 meses, puede retrasar proyectos, mientras los desarrolladores reclaman mayor claridad sobre ingresos acumulables y acceso a servicios del mercado.
Colombia y el Caribe avanzan, pero Centroamérica mantiene brechas
Colombia construyó durante 2025 y 2026 una arquitectura para incorporar baterías en convocatorias, activos de red y contratos de largo plazo. El proceso regulatorio define tres modalidades: sistemas asociados a infraestructura de red, recursos combinados con generación y unidades independientes.
La Resolución 40178 integró capacidad de respaldo, generación, transmisión y distribución dentro de los mecanismos de contratación a largo plazo. La convocatoria incluyó cuatro productos horarios, entre ellos uno destinado a cubrir el bloque comprendido entre las 17 y las 21 horas.
El principal interrogante continúa siendo la remuneración. El sector advierte que un contrato basado únicamente en compraventa de energía puede resultar insuficiente para recuperar el capital invertido en baterías, especialmente cuando el activo no recibe ingresos complementarios por confiabilidad, potencia o servicios auxiliares.
Colombia suma, por lo tanto, reglas de participación y acceso a subastas, pero todavía debe demostrar que los contratos generan flujo suficiente para alcanzar el cierre financiero. A ello se agregan restricciones de transmisión, garantías exigentes y más de 5000 MW de proyectos energéticos frenados en distintas etapas administrativas.
República Dominicana aparece como uno de los mercados más dinámicos del Caribe. El país estableció que nuevos proyectos renovables de entre 20 y 200 MW incorporen baterías equivalentes al 50% de la potencia contratada y con capacidad mínima de cuatro horas.
La licitación EDES-LPI-01-2025 recibió ofertas por 1655 MWp para una demanda de 600 MW, pero adjudicó 325,69 MW. El resto quedó desierto debido a propuestas superiores al precio de referencia.
Lejos de cerrar el proceso, las autoridades preparan una convocatoria para los aproximadamente 300 MW pendientes y otra destinada a incorporar 200 MW de sistemas BESS en parques solares existentes. También se lanzó una manifestación de interés por 1200 MWh con inversión privada.
El Decreto 55-26 transformó a la empresa de transmisión ETED en sociedad anónima estatal y la habilitó para desarrollar instalaciones independientes. A esto se suma el primer marco técnico específico aprobado por la Superintendencia de Electricidad.
El país proyecta alcanzar alrededor de 2000 MW de capacidad BESS y sumar más de 800 MWh en el corto plazo. El apagón masivo provocado por una falla en Punta Catalina reforzó el debate sobre la contribución de estas tecnologías a la resiliencia del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
Puerto Rico cuenta con una de las mayores penetraciones de baterías distribuidas, con más del 10% de los usuarios de LUMA Energy equipados con generación solar y sistemas de respaldo, y más de 180.000 clientes acogidos a medición neta hasta septiembre de 2025.
El Plan Integrado de Recursos de 2020 fijó una meta de 1500 MW para esta tecnología. El primer tramo de contrataciones adjudicó más de 435 MW equivalentes de baterías de cuatro horas, mientras el tercer proceso prevé incorporar 250 MW adicionales.
La principal barrera es institucional. La disputa entre la Junta de Supervisión Fiscal y la legislación que protege la medición neta añade incertidumbre al segmento distribuido, al tiempo que un nuevo Plan Integrado de Recursos se discute durante 2026.
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Barbados ingresó al grupo de mercados con una señal competitiva concreta al lanzar su primera subasta de sistemas BESS por 60 MW y 240 MWh. El proceso exige tecnología de litio-ferrofosfato, eficiencia mínima de 85%, disponibilidad de 95% y capacidad de operar en modo isla.
La convocatoria incluye respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo, la Global Energy Alliance for People and Planet y una garantía de liquidez del Banco Central para cubrir hasta tres meses de pagos. Esta estructura reduce el riesgo del comprador y puede convertirse en referencia para otros sistemas insulares.
Guatemala introdujo estas soluciones mediante el diseño de su licitación PEG-5. El proceso adjudicó 1258 MW en 57 proyectos, con cerca del 73% correspondiente a tecnologías renovables y una participación relevante de plantas solares con baterías.
El precio monómico promedio se ubicó en USD 101 por MWh, por debajo de contratos vigentes. El esquema priorizó la entrega firme en determinadas franjas, lo que favoreció soluciones solares con capacidad de acumulación frente a tecnologías con perfiles menos controlables.
El siguiente paso será PEG-6, enfocada en aproximadamente 300 MW de potencia firme, junto con PET-4 para reforzar la transmisión. La evolución dependerá de la continuidad regulatoria, de la actualización contractual frente a nuevas obligaciones legales y de la eliminación de cobros municipales cuestionados por desarrolladores.
Honduras representa un caso de avance físico con institucionalidad todavía pendiente. El país adjudicó una instalación de 75 MW y 300 MWh en Amarateca, el mayor proyecto de baterías de Centroamérica, con una inversión cercana a USD 50,2 millones.
La licitación de 1500 MW, que exige al menos 20% de capacidad BESS por proyecto, fue postergada hasta 2027. Su éxito quedó condicionado a una reforma estructural que termine con el comprador único de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica y cree un operador independiente.
A la demora normativa se suma la deuda de la empresa estatal con generadores. Para el sector privado, la falta de pagos representa un riesgo comparable al vacío regulatorio, porque afecta directamente la confianza en el offtaker y el costo de financiamiento.
Costa Rica presenta una apertura parcial. El Decreto Ejecutivo 44930 habilita inversión privada en soluciones de respaldo, transmisión y generación, y proyecta incorporar más de 500 MW entre 2026 y 2028.
La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos trabaja en una reforma de la norma técnica de planeación y operación para integrar renovables variables y baterías. El país avanza, pero todavía necesita completar las reglas de operación y remuneración.
Panamá reconoce el storage dentro de disposiciones vinculadas a la transmisión y al mercado mayorista, aunque sus últimas licitaciones no exigieron baterías. Las convocatorias ETESA 01-25 y 01-26 adjudicaron energía a precios promedio de USD 23,86 y USD 33,7 por MWh, respectivamente.
El resultado mostró que una licitación enfocada exclusivamente en el precio puede favorecer tecnologías capaces de ofertar energía barata sin remunerar atributos como flexibilidad y firmeza. La cámara solar CAPES pidió que las futuras convocatorias valoraran expresamente estos servicios.
La hoja de ruta contempla cuatro procesos entre 2026 y 2028 y anticipa mayor protagonismo de los sistemas BESS hacia 2029. Aun así, persiste una limitación de jerarquía normativa: la Ley 6 de 1997 restringe el alcance de los cambios que pueden instrumentarse únicamente mediante resoluciones regulatorias.
Paraguay avanzó en el reconocimiento legal, pero aún no abrió un mercado específico. La Ley 7599 y su decreto reglamentario habilitaron contratos renovables de largo plazo y contemplaron expresamente proyectos con o sin baterías.
La primera aplicación es la licitación de la central solar Loma Plata, de 140 MW. Sin embargo, el país todavía no lanzó convocatorias para unidades independientes ni definió un esquema general que remunere servicios de red.
Perú combina una regulación técnica avanzada con señales económicas todavía incompletas. La modificación de la Ley 28.832, vigente desde el 1° de enero de 2026, amplió la prestación de Servicios Complementarios y creó la figura de los Proveedores de Servicios Complementarios como nuevos agentes del sistema.
El cambio permite que distintos participantes, además de las compañías generadoras, ofrezcan regulación primaria de frecuencia, control de voltaje, arranque en negro y otros servicios auxiliares. La reforma habilita la participación de sistemas BESS, aunque los desarrollos independientes todavía enfrentan indefiniciones sobre permisos, conexión y cargos asociados.
La Ley 32.249, aprobada en 2025, incorporó además un marco que permite el arbitraje de energía y potencia con baterías. Sin embargo, la reglamentación pendiente limita su aplicación comercial y posterga la definición de ingresos específicos para estos activos.
El mercado peruano ya cuenta con al menos diez proyectos operativos y más de 70 MW equivalentes, impulsados por Kallpa, Engie, Enel, Minera Poderosa y GR Cortarrama. Gran parte de estas instalaciones responde a la obligación de Regulación Primaria de Frecuencia para centrales superiores a 10 MW, con excepción de plantas eólicas, solares y mareomotrices.
El proyecto más emblemático es Chilca-BESS de Engie, instalado en la Central Termoeléctrica Chilca Uno y considerado el sistema de baterías más grande del país. Esta experiencia permitió incorporar capacidad de respuesta rápida dentro de una central existente, pero no resolvió las condiciones aplicables a unidades stand-alone.
El Procedimiento Técnico PR-20 del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional estableció otro incentivo determinante. Desde el 1° de enero de 2028, las centrales deberán aportar inercia sintética al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
La norma exige que los sistemas se conecten en menos de 20 milisegundos, entreguen potencia firme en menos de 50 milisegundos y completen su respuesta antes de los 100 milisegundos. Estos parámetros posicionan a las baterías como una de las alternativas técnicamente más viables para las instalaciones solares y eólicas que ingresen desde 2028.
El mercado ya comienza a trasladar esa exigencia a sus decisiones de inversión. Proveedores como Canadian Solar y Comcore Technology reportan que los desarrolladores pasaron de solicitar únicamente módulos fotovoltaicos a cotizar soluciones integradas con baterías. El cronograma esperado ubica a 2026 como año de cotizaciones, 2027 como etapa de construcción y 2028 como inicio de operación bajo el PR-20.
El precio promedio de una solución BESS en Perú se ubica entre USD 180 y USD 300 por kWh, según la tecnología, la escala y las características del proyecto.
La actualización PR-21 de 2026 profundizó el protagonismo de estos activos dentro de los Servicios Complementarios y la infraestructura de transmisión. El nuevo procedimiento amplía las oportunidades operativas, aunque su potencial económico continúa condicionado por la ausencia de remuneraciones específicas.
Perú todavía no reconoce potencia a los sistemas BESS ni cuenta con un pago definido por arbitraje, como ocurre en mercados más desarrollados. Tampoco lanzó una licitación exclusiva que permita contratar baterías bajo acuerdos de largo plazo.
La interrupción del suministro de gas natural registrada en abril de 2026 expuso esa debilidad. Los pagos entre generadores dentro del COES superaron los 510 millones de soles, frente a un promedio histórico cercano a 101 millones, y reabrieron la discusión sobre el aporte que podrían realizar estos recursos ante episodios de estrés.
El informe elaborado tras la crisis registró la participación de los sistemas Chilca y Kallpa asociados a centrales existentes. Pese a esa respuesta, el sector cuestionó que los reglamentos de la Ley 32.249 continuaran pendientes más de un año después de su aprobación.
Perú ocupa así una posición intermedia dentro del mapa regional. Dispone de proyectos en funcionamiento y de procedimientos técnicos que impulsarán nuevas inversiones desde 2028, pero todavía necesita completar la regulación comercial para remunerar arbitraje, potencia y Servicios Complementarios.
Los mercados que siguen demorados
El Salvador permanece entre los países con mayores restricciones operativas. Las baterías asociadas a plantas solares solo pueden funcionar mientras existe generación fotovoltaica, lo que impide trasladar energía hacia horas nocturnas y limita la prestación de servicios auxiliares.
La Unidad de Transacciones y la Dirección General de Energía trabajan en una actualización normativa, pero no existe un calendario definido. La demora cobra relevancia porque el país cuenta con 734 MW solares, equivalentes al 23,7% de su capacidad instalada.
Uruguay mantiene una regulación concentrada en autoconsumo. El Decreto 27/020 admite sistemas de acumulación sin inyección a la red y se encuentra en revisión para permitir entregas eventuales, siempre que no superen el consumo del usuario.
El Plan de Expansión 2024-2043 contempla baterías dentro de los escenarios futuros, incluso mediante módulos de 120 MW y diez horas. Pese a ello, no existe una licitación, mercado de servicios ni mecanismo de remuneración a escala utility.
Ecuador exhibe el rezago más marcado entre los grandes mercados analizados. La regulación ARCONEL-005/24 se orienta a generación distribuida y autoabastecimiento, pero no define un marco específico para sistemas BESS de gran escala.
La prioridad institucional posterior a la crisis eléctrica estuvo centrada en atender el déficit de generación y los apagones. En consecuencia, estos activos todavía no disponen de clasificación independiente, reglas de conexión, ingresos por servicios ni procesos de contratación.
El mapa regional muestra tres velocidades regulatorias. Chile ya combina reconocimiento, operación, remuneración y escala. Argentina, Brasil, México, Colombia y República Dominicana avanzan mediante licitaciones y normas que deberán probar su capacidad para movilizar financiamiento.
Perú, Guatemala, Barbados, Puerto Rico, Honduras, Costa Rica, Panamá y Paraguay presentan señales concretas, aunque dependen de reglamentaciones complementarias, solvencia del comprador, contratos bancables o reglas comerciales más precisas. En el caso peruano, el desarrollo técnico contrasta con la falta de reconocimiento de potencia y pagos específicos para arbitraje.
El Salvador, Uruguay y Ecuador continúan rezagados por limitaciones de alcance, ausencia de mecanismos económicos o falta de regulación para proyectos a gran escala.
La expansión desde 1,7 GW hasta 24 GW en 2030 dependerá tanto de la reducción del precio de las baterías como de la capacidad de cada mercado para definir quién puede desarrollar los activos, qué servicios prestan, cómo se mide su disponibilidad, quién los remunera y durante cuánto tiempo.
Esas definiciones marcarán la diferencia entre los países que incorporen estas soluciones como infraestructura estratégica y aquellos que continúen tratándolas como un complemento experimental de la generación renovable.