Pronóstico 2035 del almacenamiento de energía en América Latina
¿Se acerca la década en que las baterías y el almacenamiento por fin se vuelven columna vertebral del sistema eléctrico latinoamericano? Todo apunta a que sí. La combinación de más fotovoltaica y eólica, redes tensas en horas punta y sequías más frecuentes empuja a la región hacia soluciones de flexibilidad. El panorama global refuerza la señal: BloombergNEF proyecta que el mundo instalará mil catorce gigavatios y dos mil ochocientos cincuenta gigavatios hora de almacenamiento acumulado para 2030, impulsado sobre todo por baterías de ion litio.
El costo cae y el reloj corre. El precio promedio de los paquetes de baterías alcanzó ciento treinta y nueve dólares por kilovatio hora en 2023, según BloombergNEF, casi un noventa por ciento menos que en 2010. Con renovables cada vez más baratas, IRENA documenta que el costo nivelado de la solar a gran escala cayó un ochenta y nueve por ciento entre 2010 y 2022. Ese abaratamiento dispara el apetito por almacenamiento para mover energía barata del mediodía a la tarde y para sostener la red cuando cambia el clima.
Costos, tecnologías y caída de precios que marcan la ruta
La idea central es clara: si la región quiere integrar más renovables sin vertimientos y con calidad de servicio, el almacenamiento pasa de opción a necesidad. El problema que se puede resolver es doble. Por un lado, gestionar picos y valles horarios. Por otro, blindar sistemas dependientes de la hidroelectricidad cuando hay sequía o cuando la transmisión se retrasa frente a la nueva generación.
La curva de aprendizaje ya cambió el juego. Con baterías más baratas y cadenas de suministro más maduras, el mercado se abre a configuraciones de dos a cuatro horas para arbitraje y servicios de red. A la vez, toma fuerza el almacenamiento de larga duración para firmar renovables. El LDES Council estima que el mundo podría requerir entre ochenta y cinco y ciento cuarenta teravatios hora de almacenamiento de larga duración hacia 2040 para un sistema eléctrico descarbonizado. América Latina no es la excepción por su perfil hidro dependiente y por su ventana solar privilegiada.
Entonces, ¿qué esperar hacia 2035 en la región? Un salto desde proyectos piloto y sistemas aislados a carteras de varios gigavatios hora anuales, concentradas primero en Chile y Brasil, con Colombia y México como segundas olas donde el marco regulatorio lo permita. No es un salto ciego. Llega apalancado por subastas que remuneran flexibilidad, por normas de servicios complementarios más claras y por financiamiento multilateral que ya prioriza resiliencia.
Mercados líderes y señales concretas del despegue
Chile marcó la pauta al combinar alta penetración solar con vertimientos crecientes en horas de baja demanda. El país habilitó modelos de negocio que mezclan arbitraje y servicios al sistema, y ya convoca proyectos híbridos solares con baterías. Brasil avanza desde microrredes y sistemas aislados hacia baterías conectadas a transmisión, atraído por la fuerte expansión solar y eólica y por la digitalización acelerada de su operador. México y Colombia muestran demanda puntual por confiabilidad en nodos críticos y en corredores con congestión, donde el almacenamiento puede operar como recurso de red.
La oportunidad no se limita a baterías. El bombeo hidráulico recupera interés donde hay orografía y embalses existentes. En minería y en sistemas aislados, aparecen soluciones de más de ocho horas combinadas con hidrógeno renovable para desplazar diésel. La foto cambia cuando se integran medidores inteligentes, respuesta de la demanda y cargadores de vehículos eléctricos que actúan como activos distribuídos. La tecnolgía ya no va sola, necesita reglas y planeación fina.
Qué habilita el crecimiento hasta 2035
Los errores comunes se repiten. Subastar potencia sin definir duración útil. Pedir servicios sin estándares de desempeño. O exigir permisos como si fuesen generadores convencionales, con plazos incompatibles con proyectos modulares. El resultado se ve en retrasos y en ingresos inciertos que espantan capital. Hay antídotos, y llegan rápido cuando los reguladores ponen foco en confiabilidad y en reducción de costos sistémicos.
- Diseñar subastas que paguen por capacidad disponible y por energía despachable en horas críticas, con duraciones mínimas claras.
- Definir mercados de servicios complementarios con métricas transparentes para inercia sintética, control de frecuencia y reserva rápida.
- Atravesar la brecha de ingresos con contratos por diferencia o pagos por disponibilidad en los primeros años.
- Alinear normas de conexión y protección con estándares internacionales para acelerar tramitación y pruebas.
- Movilizar deuda de largo plazo de bancos de desarrollo y fondos climáticos para bajar el costo de capital.
La lógica económica cierra con números públicos. Si el mundo ya se encamina a superar el teravatio de almacenamiento acumulado para 2030, como calcula BloombergNEF, y si el costo de las baterías bajó de cuatro cifras a poco más de cien dólares por kilovatio hora, la ventana latinoamericana se abre en la segunda mitad de la década. IRENA muestra que la energía solar mantiene ventajas de costo frente a combustibles fósiles, lo que refuerza la necesidad de desplazar energía en el tiempo. El último elemento que faltaba es regla clara para pagar la flexibilidad, y ahí entran los reguladores y planificadores de la región. Cuando esa pieza encaja, el pronóstico a 2035 deja de ser aspiración y se vuelve cartera financiable.
Fuentes : BloombergNEF Global Energy Storage Outlook segundo semestre de 2023. BloombergNEF Battery Price Survey 2023. IRENA Renewable Power Generation Costs 2022. LDES Council 2021 Long Duration Energy Storage for a Net Zero Grid.