México busca entrar en la carrera de almacenamiento de energía. Acorde a la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (Olacde), México se encuentra entre los mercados de la región con mayores perspectivas de desarrollo de Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE).[1]  El Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico (PLADESE) contempla incorporar 5.5 GW de capacidad en baterías hacia 2030.[2] Esta meta refleja el reconocimiento de las baterías como un recurso para fortalecer la confiabilidad y estabilidad operativa del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En este articulo compartimos la experiencia en Chile, pequeño país que ha logrado incorporar ya 5 GW de baterías, como ejemplo para el avance en México.[3]

La inclusión de baterías en la planeación es el primer paso, pero el verdadero desafío es materializar los proyectos. Los costos de las baterías, además de los cortos periodos de construcción permiten un crecimiento acelerado, cuando hay condiciones para ello. Para lograr altos niveles de baterías instaladas, financiadas y operando, se necesitan reglas claras que den certeza y hagan viables los proyectos.

Chile ofrece una lección relevante para la región: en pocos años, las baterías ganaron escala en un sistema con una alta penetración de energías renovables. Su experiencia muestra que no basta con reconocer el almacenamiento en la regulación. Es necesario definir con claridad cómo operarán y serán despachadas las baterías, cómo podrán participar en el mercado y, sobre todo, cómo serán remuneradas. Sin estas reglas, las metas pueden quedarse en el papel o los costos incrementar considerablemente.

Chile concentra más de dos tercios de la capacidad de baterías instalada en América Latina y se ha convertido en el principal mercado de almacenamiento de la región, aun siendo un sistema pequeño (41 GW). [4] A julio de 2026, el sistema chileno cuenta con 5 GW de capacidad instalada en baterías, de los cuales 3.3 GW ya están en operación comercial y el resto se encuentra en etapa de pruebas. [5] Hoy, el almacenamiento representa cerca del 8% de la capacidad instalada, [6] una penetración que supera las proyecciones que el Coordinador Eléctrico Nacional tenía hace apenas tres años. [7] Del total instalado, 61% está asociado a centrales renovables y 39% son sistemas independientes, [8] lo que muestra cómo las baterías están dejando de ser una tecnología complementaria para convertirse en un componente cada vez más relevante del sistema eléctrico.

Se prevé que esta tendencia continúe y que, hacia 2030, uno de cada cinco MW de capacidad instalada corresponda a baterías. La Figura 1 muestra la evolución de la capacidad instalada acumulada desde 2023 a 2029, con base de datos del Coordinador, la asociación Generadoras de Chile y la última declaración de proyectos en construcción publicada por la Comisión Nacional de Energía (CNE).[9]

Figura 1. Capacidad instalada por tecnología en el SEN (GW), 2023 – 2029

Las baterías en Chile, una breve historia

El almacenamiento en Chile comenzó como una apuesta del Estado, pero el mercado privado terminó acelerando su desarrollo. En 2023, el Ejecutivo propuso utilizar licitaciones públicas para impulsar el despliegue de baterías bajo el Proyecto de Ley de Transición Energética.[10] Sin embargo, el dinamismo del sector privado terminó reescribiendo la ruta: el boom de proyectos de desarrolladores permitió alcanzar las metas nacionales de capacidad mucho antes de lo previsto. Para mayo de 2024, el Senado aprobó eliminar la licitación estatal.[11]

El rápido crecimiento de las baterías en Chile no responde a un único factor. Fue la convergencia de tres fuerzas que terminaron empujando en la misma dirección, además de la conocida estabilidad de las reglas en el país: una necesidad creciente del sistema, costos que fueron cayendo y un marco regulatorio que premia esta tecnología.

La rápida expansión de la generación eólica y solar, combinada con restricciones en la red de transmisión, creó las condiciones para impulsar el almacenamiento. Los vertimientos de renovables y los diferenciales de precios horarios hicieron más atractivo almacenar electricidad. En 2025, los vertimientos alcanzaron 6,054 GWh, más del doble de los registrados en 2023, cuando fueron de 2,613 GWh.[12] Para algunos proyectos solares, los vertimientos alcanzaron hasta el 35% anual de su recurso.[13]  El problema dejó de ser cómo generar más energía renovable y pasó a ser cómo aprovechar mejor la que ya se estaba produciendo.

Las baterías para almacenar energía son cada vez más baratas. Según datos de BloombergNEF, en 2025 el costo de los proyectos de baterías cayó un 27% en solo un año, alcanzando el menor precio histórico.[14]

Por otro lado, el impulso regulatorio comenzó en noviembre de 2022 con la Ley 21.505, normativa que habilitó a los SAE a participar en los mercados de potencia y energía.[15] Posteriormente, en junio de 2024, el Decreto Supremo (DS) 70 ) introdujo un esquema de reconocimiento de potencia que cambió la señal económica para proyectos de almacenamiento para sistemas con una duración de cuatro horas o más.[16] A esto se sumaron ajustes posteriores relacionados con la remuneración de los Servicios Complementarios y con la operación y despacho del sistema. [17]

Modelo de negocio y operación de los sistemas de baterías en Chile: Ingresos y dinámica de despacho

En Chile, las baterías obtienen sus ingresos a través de los pagos por potencia, venta de energía (arbitraje o captura de los diferenciales de precio) y prestación de Servicios Complementarios. Durante 2025, el ingreso promedio de las baterías alcanzó US$122/MWh netos, del cual 54% provino del arbitraje y 46% de la potencia, con una contribución mínima de los Servicios Complementarios.[18]

Los dueños de las baterías ganan con el diferencial de precios al cargar en horas con precio cero y vender cuando los precios suben en la noche. La normativa exime a los retiros de energía destinados exclusivamente a recargar las baterías de pagar peajes de transmisión o cargos por servicios del sistema, permitiendo que las empresas obtengan sus ganancias a partir del diferencial de precios entre la recarga y la descarga.[19]

La definición del régimen de operación de los sistemas de almacenamiento generó discusión durante la elaboración del marco regulatorio. El debate se centró en el equilibrio entre permitir a los propietarios gestionar sus ciclos de carga y descarga y mantener una coordinación centralizada que priorizara la eficiencia económica y la seguridad del sistema. En las observaciones al DS125, distintos actores cuestionaron los riesgos asociados a una operación centralizada, particularmente cuando las decisiones del Coordinador pudieran generar despachos fuera de orden económico o afectar la utilización óptima de la energía almacenada.

El marco finalmente adoptó el despacho centralizado como regla general, dejando un espacio acotado para la gestión independiente de los proyectos. Para ingresar al mercado, las empresas deben registrar sus instalaciones y sujetarse a las decisiones del operador del sistema (el Coordinador), que determina los ciclos de carga y descarga en función de los costos del sistema y la estabilidad de la red. La única excepción aplica a proyectos de hasta 9 MW que opten por el autodespacho para gestionar de forma independiente los diferenciales de precio. En el esquema de despacho  centralizado, la regulación va a utilizar el costo de oportunidad con una lógica similar al despacho de embalses hidroeléctricos. En el caso de los SAE, el costo de oportunidad no puede ser inferior al costo variable de la instalación, que considera el costo de la energía utilizada para cargar las baterías y las pérdidas asociadas al proceso.[20]

El despacho sigue un orden de mérito económico en el que se considera la eficiencia de cada batería. Las baterías que pierden más energía durante los ciclos de carga y descarga tiene un mayor costo y, por tanto, una menor prioridad de despacho. El Coordinador considera además el costo de oportunidad de la energía almacenada, evaluando si conviene utilizarla hoy o reservarla para momentos de mayor escasez.[21]

Otro factor que favorece la economía de las baterías es su reconocimiento en el mercado de potencia. Una batería de 4 horas puede alcanzar un reconocimiento equivalente al 98% de su potencia máxima, mientras que sistemas de 5 horas o más alcanzan el 100%, niveles superiores a los reconocidos para tecnologías térmicas. Una central de ciclo combinado promedio registró en agosto de 2026 un reconocimiento de aproximadamente 48%.[22] En otras palabras, el sistema sobre-reconoce la aportación de capacidad de los SAE al sistema.

México, ¿Dónde estamos y hacia dónde vamos?

México apenas comienza su carrera en el almacenamiento y las perspectivas de crecimiento son significativas.[23] Un paso importante en esta dirección fue la publicación de las nuevas Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG), que establecen un marco para la incorporación de los SAE al sistema eléctrico y reconocer su papel en la confiabilidad de la red y en la integración de renovables.[24]

Uno de los aspectos más relevantes del nuevo marco regulatorio es que reconoce que las baterías pueden cumplir funciones distintas dentro del sistema eléctrico. Los SAE pueden, por ejemplo, apoyar la operación de las redes, integrarse a esquemas de autoconsumo industrial o participar como activos independientes.[25] Pero reconocer las baterías en la regulación es solo el comienzo. El verdadero reto será hacer que los proyectos sean rentables.

Sin un modelo de ingresos claro, las metas de capacidad corren el riesgo de no materializarse. Por ello, será relevante definir cómo se remuneran los distintos servicios que pueden prestar las baterías, incluyendo su contribución a la capacidad del sistema y los ingresos que pueden obtener mediante el arbitraje de energía. El mantener el mercado eléctrico transparente, sin intervenciones, es importante para ello.

El desarrollo de las baterías debe considerar tanto su aporte al sistema como su eficiencia económica. El porcentaje fijo de almacenamiento del 30% que se ha planteado en México, merece ser analizada considerando que las necesidades de almacenamiento pueden variar según la ubicación de los proyectos, los perfiles de generación y demanda, y las condiciones de la red. Obligar a los renovables a contar con un porcentaje fijo arbitrario, es subóptimo para el sistema y caro para los mexicanos. Por ello, la discusión debiese ir encaminada en identificar dónde y cuánto almacenamiento es óptimo para el sistema, permitiendo evaluar alternativas que generen el mayor valor.

La experiencia chilena resulta especialmente relevante para México porque muestra que el desarrollo del almacenamiento no depende únicamente de establecer una meta de capacidad. Chile pasó de preguntarse cómo incorporar las baterías al marco eléctrico a preguntarse cómo remunerarlas y, posteriormente, cómo operar un sistema en el que las baterías ya tienen una presencia en buena escala. México ya dio el primer paso. El desafío ahora es seguir avanzando y convertir las metas anunciadas en baterías en operación donde puedan aportar mayor valor al sistema al menor costo.