Los sistemas de almacenamiento empiezan a mostrar retornos simples cercanos a 2,5 años en determinados perfiles industriales de Costa Rica, una señal que posiciona a las baterías como una alternativa concreta para reducir costos eléctricos, gestionar la demanda y reforzar la continuidad de los procesos productivos.
GoSolar llegó a esa conclusión tras dimensionar dos casos a partir de 12 meses de datos reales de consumo medidos cada 15 minutos. Los períodos de recuperación calculados rondaron los tres años en una instalación y los dos años y medio en otra. La compañía precisó que se trata de análisis sobre consumos reales y no de proyectos ya construidos.
La mejora económica de los BESS empieza así a modificar la discusión sobre almacenamiento en el país, en un momento en que las empresas ya no observan únicamente el precio de la electricidad, sino también la estabilidad del suministro, la continuidad operativa y su capacidad de responder ante un sistema más exigente. Ese debate formó parte del Congreso Nacional de Energía 2026, que reunió a autoridades, reguladores, empresas y especialistas.
Durante el encuentro, Alberto Rodríguez, CEO de GoSolar y vicepresidente de la Cámara Costarricense de Generación Distribuida, vinculó la velocidad de adopción con la capacidad de la tecnología para generar valor económico.
“Las tecnologías no se adoptan masivamente por ser verdes; se adoptan cuando generan valor para las empresas. La pregunta ya no es si las baterías serán rentables, sino si cada planta ya alcanzó ese punto donde el almacenamiento mejora su operación y su competitividad”, manifestó Rodríguez.
La evolución internacional de precios refuerza esa tendencia. Según la información recopilada por GoSolar, el costo nivelado de una batería de cuatro horas alcanzó US$78 por MWh en febrero de 2026, un mínimo histórico y 27% inferior al año anterior. Como referencia, el ciclo combinado a gas se ubicó en US$102 por MWh.
En paralelo, un sistema BESS integrado llave en mano promedió US$117 por kWh durante 2025, tras registrar una caída interanual del 31%. El precio de los paquetes de baterías de ion-litio, por su parte, acumula una reducción aproximada del 85% durante la última década.
El perfil de consumo empieza a definir la rentabilidad
La disminución del costo tecnológico mejora la ecuación, aunque el resultado final depende de cómo consume electricidad cada instalación. La tarifa contratada, los horarios de operación, la demanda máxima y el costo asociado a una interrupción pueden modificar de manera considerable el período de recuperación.
“El costo por kilovatio hora no decide el caso. Lo decide el perfil de consumo, y las palancas que el análisis encuentre”, sostuvo GoSolar.
Los casos más favorables estudiados por la compañía comparten procesos continuos de dos o tres turnos, tarifas de media tensión, una demanda elevada durante las horas punta y pérdidas relevantes cuando se interrumpe el suministro.
Esas condiciones aparecen con frecuencia en la industria del plástico —extrusión, soplado y termoformado—, el procesamiento de alimentos, las cadenas de frío y las plantas electrointensivas. También surgen oportunidades entre empresas que ya disponen de generación fotovoltaica, agotaron el espacio disponible en sus techos o exportan excedentes al mediodía.
En esos escenarios, el almacenamiento permite actuar sobre distintas variables de la factura. Reducir el cargo por demanda máxima aparece como el beneficio de mayor peso, seguido por el traslado de consumo desde la franja punta hacia la noche, un mayor aprovechamiento de la generación solar existente y la protección de los procesos frente a microcortes.
En media tensión, la potencia en punta alcanza ₡8408 por kW al mes bajo la tarifa T-MT del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). A la vez, la energía consumida durante esa franja cuesta aproximadamente cuatro veces más que durante el horario nocturno, según los datos presentados por GoSolar.
La batería aprovecha esa diferencia al cargar cuando el sistema presenta mejores condiciones económicas y descargar durante los períodos de mayor exigencia, lo que permite desplazar electricidad en el tiempo sin alterar necesariamente el proceso productivo.
“El desafío de Costa Rica no es cuánta energía produce, sino cuándo la necesita. Y ese es exactamente el problema que resuelve una batería”, señaló GoSolar.
La oportunidad, sin embargo, no alcanza de la misma manera a todos los consumidores. Una planta que opera un único turno diurno y cuya demanda punta ya está cubierta por energía solar difícilmente consiga un retorno inferior a diez años bajo los escenarios analizados por la compañía.
La necesidad de estudiar cada curva de carga explica el enfoque utilizado por GoSolar. La empresa costarricense acumula 13 años de actividad, más de 500 proyectos de generación distribuida ejecutados y 35 MWp instalados, con foco en clientes comerciales e industriales y análisis del consumo real antes de dimensionar cada activo.
De la competitividad industrial a las necesidades del sistema
La expansión del almacenamiento también responde a las características del sistema eléctrico costarricense. Durante 2025, el país atendió el 97,3% de su demanda mediante fuentes renovables, con un consumo total de 12995 GWh y un crecimiento interanual del 1,6%.
La variación quedó por debajo del 3,4% previsto para ese ejercicio en la planificación oficial, aunque la presión sobre el sistema no depende únicamente de cuánto crece el consumo anual. Las horas de mayor requerimiento y los períodos hidrológicos adversos concentran buena parte de los desafíos que identifica GoSolar.
El antecedente de 2024 expuso esa sensibilidad. El fenómeno de El Niño llevó la generación térmica a niveles récord y Costa Rica activó un protocolo de racionamiento por primera vez desde 2007, de acuerdo con la documentación utilizada por la empresa.
Además, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos prevé un incremento tarifario cercano al 8% hacia 2027, explicado por un mayor uso de generación térmica e importaciones. Se trata de una estimación del regulador y no de una resolución firme, una precisión que GoSolar destacó en su documentación.
Dentro de esa configuración, las baterías pueden complementar la capacidad de almacenamiento hidroeléctrico que ya posee el país porque operan en escalas temporales diferentes. Los embalses ayudan a gestionar estaciones y variaciones hidrológicas más prolongadas, mientras los BESS responden en horas o segundos.
Seguir leyendo
“El embalse almacena estaciones; la batería almacena horas. Costa Rica necesita las dos”, afirmó GoSolar.
La complementariedad ganará peso conforme aumente la presencia fotovoltaica. El Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2024-2040 contempla incorporar 1041 MW solares hacia 2040, una evolución que puede generar mayores excedentes al mediodía y rampas más pronunciadas al atardecer, cuando disminuye la producción solar y aumenta la demanda.
GoSolar utiliza la experiencia chilena como referencia regional. Durante 2025, las baterías entregaron 2 TWh y evitaron cerca de 2000 GWh de vertimiento renovable, equivalente a una disminución del 24% respecto de lo que habría ocurrido sin esos activos.
La comparación requiere considerar las diferencias entre ambos mercados. Chile cuenta con un sistema de fuerte penetración solar, mientras Costa Rica mantiene una matriz con importante presencia hidroeléctrica, por lo que trasladar directamente aquellos resultados al mercado costarricense constituye una inferencia y no una equivalencia automática.
Un mercado detrás del medidor que ya puede avanzar
El escenario regulatorio presenta dos niveles de madurez distintos. En aplicaciones detrás del medidor, GoSolar considera que las condiciones actuales ya permiten desarrollar proyectos para gestionar la demanda propia de industrias y comercios, mientras el segmento conectado a escala de red todavía requiere mecanismos adicionales.
La Ley 10086 y su reglamento habilitan el autoconsumo, mientras la reforma integral del POASEN aprobada por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en mayo de 2026 incorporó por primera vez condiciones técnicas de conexión para almacenamiento en media y alta tensión. También añadió figuras como agregadores y comunidades energéticas.
Otro componente de la ecuación son los incentivos. Las baterías de litio forman parte de la lista oficial de bienes exonerables del Ministerio de Ambiente y Energía, aunque la estabilidad de esas condiciones cobra relevancia para activos cuyo horizonte de inversión puede extenderse durante 15 o 20 años.
El desarrollo a escala de red todavía enfrenta una barrera adicional. Costa Rica no dispone de un mecanismo que permita a un sistema de almacenamiento prestar y cobrar servicios como regulación de frecuencia, reserva o firmeza, según la posición institucional de GoSolar.
“Hoy en Costa Rica una batería puede ahorrarle a una planta, pero todavía no puede venderle un servicio al sistema. Ese es el siguiente paso natural”, expresó la compañía.
Otros mercados latinoamericanos ya avanzaron sobre esa discusión. Colombia creó en 2026 la figura del almacenamiento independiente con participación en el mercado mayorista; Chile incorporó estos recursos al despacho centralizado mediante una metodología de costo de oportunidad; y Guatemala habilitó su intervención en regulación primaria de frecuencia.
Costa Rica, hasta el momento, no tiene ninguna licitación de almacenamiento ejecutada ni convocada. El Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2024-2040 del ICE contempla 120 MW de baterías programados para 2031 y 2034.
La región ofrece distintos modelos. En 2026, Colombia adjudicó 100 MW de almacenamiento en una subasta que incluyó un producto destinado específicamente a la punta de 18:00 a 22:00, mientras México asignó 1850 MW de baterías junto con 7411 MW renovables.
Brasil programó para diciembre de 2026 su primera subasta dedicada a esta tecnología, mientras República Dominicana exige cuatro horas de almacenamiento para todos los proyectos incluidos en su licitación de 600 MW.
Chile siguió un recorrido diferente. El país llegó a proponer una licitación de 2000 MW de almacenamiento, pero finalmente retiró el esquema mientras la inversión privada avanzaba bajo reglas de despacho y remuneración.
A mayo de 2026, el mercado chileno contabilizaba 73 proyectos BESS en construcción por 5728 MW, mientras siete de cada diez solicitudes de conexión presentadas durante 2025 incorporaban sistemas de almacenamiento.
“Chile no necesitó una licitación de almacenamiento: necesitó reglas. Esa es probablemente la lección más barata que Costa Rica puede aprovechar”, consideró GoSolar.
La curva de la solar como referencia hacia 2030
La experiencia de la generación distribuida solar aparece como una referencia para proyectar la evolución de las baterías en Costa Rica, principalmente porque la adopción de ambas tecnologías está estrechamente relacionada con la reducción de costos y el momento en que las inversiones alcanzan retornos atractivos.
El costo de generar electricidad mediante la energía fotovoltaica descendió aproximadamente un 90% entre 2010 y 2024, mientras la capacidad mundial pasó de 1,3 GW en 2000 a más de 2200 GW.
El almacenamiento atraviesa una expansión todavía más rápida en términos de despliegue. Según las cifras recopiladas por GoSolar, las incorporaciones globales pasaron de 10 GW anuales en 2021 a 112 GW, por lo que la tecnología superó los 100 GW de nuevas instalaciones por año en un período de cuatro años.
Como comparación, la solar necesitó ocho años para recorrer un crecimiento equivalente y la eólica, 15. La combinación de menores precios de las baterías, señales tarifarias, exoneraciones y procedimientos de conexión configura así una ventana favorable para determinados consumidores industriales costarricenses.
Hacia 2030, GoSolar espera que el segmento comercial e industrial detrás del medidor lidere la primera etapa de crecimiento, impulsado por la economía de cada proyecto antes que por esquemas de subsidios, siguiendo una dinámica similar a la experimentada por la generación distribuida fotovoltaica.
El próximo escalón dependerá de la evolución de las reglas para los activos conectados a la red. Mientras algunos perfiles industriales ya arrojan recuperos cercanos a 2,5 años, el mercado de mayor escala requerirá mecanismos que permitan monetizar la flexibilidad, la reserva, la regulación de frecuencia y otros servicios que los sistemas BESS pueden aportar al sistema eléctrico.