El mercado de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) de América Latina ingresó en una fase de aceleración estructural. Según el reporte Latin America energy storage outlook 2026 de la consultora Wood Mackenzie, la capacidad acumulada de almacenamiento en la región se multiplicará por 13 durante la próxima década, pasando de 2,5 gigavatios (GW) proyectados al cierre de 2025 a 34 GW para el año 2035, lo que representa una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 30%.
El dinamismo del sector responde al incremento en las licitaciones públicas, la elevación de los niveles de vertimiento de energía renovable (curtailment) por saturación de líneas y la lentitud en la modernización de las redes de transmisión continentales.
La analista Pamela Morales, de Wood Mackenzie, destacó que América Latina dejó de ser un mercado fronterizo para convertirse en un polo activo, advirtiendo que el despliegue efectivo de los proyectos dependerá de la consolidación de marcos regulatorios integrales con esquemas de pago claros.
Asimismo, la transición desde proyectos piloto hacia desarrollos a gran escala (utility-scale) está reconfigurando las prioridades de inversión en los principales sistemas eléctricos interconectados. La flexibilidad operativa de las baterías busca mitigar los desbalances entre la generación solar diurna y los picos de demanda nocturna en los mercados del Pacífico y del Cono Sur.
¿Cuál es el panorama por mercados clave
La expansión del almacenamiento presenta dinámicas operativas y regulatorias diferenciadas según el país:
- Chile: Consolida su liderazgo regional con los mayores proyectos BESS en operación. Las altas tasas de vertimiento en el norte impulsan sistemas de mayor duración, aunque el fenómeno de canibalización de precios en las horas solares emerge como un riesgo para los ingresos por arbitraje de energía.
- México: Atraviesa un punto de inflexión impulsado por nuevas convocatorias de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), incluyendo llamados prioritarios y de desarrollo conjunto con almacenamiento obligatorio, previendo adjudicar más de 3 GW de capacidad BESS hacia 2030.
- Brasil: Se prepara para un salto cualitativo mediante una subasta dedicada a baterías programada para diciembre de 2026, la cual impulsará las adiciones de capacidad a partir de 2028, sujeto a la definición de incentivos claros de remuneración.
- Argentina: Avanzó aceleradamente en el segmento de baterías independientes (standalone) mediante rondas de licitación que adjudicaron 1,3 GW, cuyas operaciones están previstas para iniciar en 2027 ofreciendo soporte al sistema de transmisión.
- República Dominicana: Lidera la estructuración regulatoria en el Caribe gracias a la obligatoriedad de integrar un 50% de almacenamiento en proyectos solares, con la meta gubernamental de alcanzar 500 MW instalados para 2030.
Adicionalmente, el desarrollo de estos hubs regionales atraerá a fabricantes globales de celdas de litio y de equipos de conversión de potencia, abriendo espacio para la competencia entre desarrolladores internacionales y empresas locales de ingeniería y construcción.
¿Probabilidades de fallas?
A pesar de las proyecciones alcistas de capacidad, Wood Mackenzie identifica cuellos de botella críticos para la bancabilidad de la cartera regional:
- Ausencia de esquemas de pago estables: La mayoría de los países carece de mecanismos definidos para retribuir servicios complementarios (ancillary services) y el arbitraje de energía, complicando el financiamiento de proyectos a largo plazo sin contratos de compra (offtake).
- Restricciones de financiamiento y permisos: El acceso a capital de deuda continúa acotado por la falta de flujos de caja predecibles, a lo que se suman demoras en la tramitación ambiental y de conexión a red.
- Canibalización de ingresos: En mercados maduros como el chileno, la entrada masiva de baterías en las mismas horas operativas amenaza con reducir los márgenes marginales por venta de energía en momentos de saturación.
Esta incertidumbre normativa obligará a los desarrolladores a buscar esquemas híbridos y contratos bilaterales con clientes privados mientras los reguladores locales definen las tarifas por capacidad de reserva.
La proyección a 2035 confirma que el almacenamiento en baterías pasó de ser un complemento optativo a una necesidad infraestructural en América Latina para integrar la oferta renovable. El factor determinante para verificar esta senda de crecimiento no será solo el volumen de megavatios anunciado en licitaciones, sino la promulgación de marcos tarifarios bancables en Brasil, Chile y México en los próximos 18 a 24 meses.
