El Proyecto de Resolución CREG 701 103 de 2025 abre una nueva etapa para el almacenamiento eléctrico en Colombia.
Tras la experiencia de la Resolución 098 de 2019, que limitaba el uso de los sistemas de baterías (SAEB) casi exclusivamente a funciones de red, ahora se propone un marco más amplio con múltiples aplicaciones: soporte operativo, hibridación con generación y arbitraje energético. Este giro regulatorio genera expectativas, pero también plantea interrogantes que deben resolverse para garantizar la bancabilidad de los proyectos. Uno de los puntos clave es la diversificación de usos.
Los SAEB podrán participar en la compra de energía en horas valle y su venta en picos de demanda, lo que permite realizar arbitraje en la bolsa de energía. Además, la norma habilita la hibridación con plantas de generación renovable sin requerir asignación adicional de capacidad de transporte, siempre que no se superen los límites del punto de conexión.
También se reconoce la posibilidad de ofrecer servicios complementarios como regulación secundaria de frecuencia y la prestación estratégica de black start, esencial para reiniciar el sistema tras un apagón generalizado. En este frente, el nuevo portafolio técnico que abre la regulación se vuelve relevante: para participar en la regulación secundaria vía AGC, los SAEB de 5 MW o más deberán ajustarse a los parámetros que defina el CND/CNO, lo que abre un canal de ingresos distinto al puro arbitraje. Otro debate gira en torno a las exigencias de desempeño.
En el caso de los sistemas identificados como STR, se fija una eficiencia mínima de 85% y se limita la indisponibilidad programada a 100 horas por año para el grupo de activos, cifras que ingenierías del sector consideran exigentes dado el desgaste natural de las baterías. Sin embargo, persisten brechas operativas.
Entre ellas se destacan la ausencia de una minuta estandarizada para el contrato de conexión y la necesidad de acuerdos específicos con las subestaciones para la transmisión de datos de control.
Estos requisitos pueden convertirse en cuellos de botella si no se establecen lineamientos uniformes. A esto se suma el tratamiento de la fecha de puesta en operación comercial (FPO).
El multiplicador aplicado a la garantía cuando un agente decide mover su FPO es tan alto que en la práctica desincentiva reprogramaciones razonables, aun frente a contingencias constructivas o permisos. "Es necesario avanzar en un esquema que reconozca el aporte de los sistemas de almacenamiento a la estabilidad del sistema, más allá del periodo de pagos establecido", señaló Manuel Gómez Fajardo, Director de Energía e Industrias Reguladas de Cuatrecasas. El concepto alude a la discusión sobre el modelo de ingresos.
La norma plantea un esquema de remuneración basado en el Ingreso Anual Esperado (IAE) durante un periodo de pagos, similar al de proyectos de transmisión.
Sin embargo, no queda claro cómo se sostendrán los ingresos de los SAEB una vez terminado ese horizonte.
Este vacío genera incertidumbre sobre la viabilidad financiera de inversiones de largo plazo. En diálogo con Energía Estratégica, Gómez Fajardo explica que, en otros países como Chile, se ha adoptado un cargo por capacidad para reconocer el aporte de los sistemas de almacenamiento a la confiabilidad y la seguridad operativa, sin equipararlos necesariamente a la generación convencional.
La comparación resulta pertinente para Colombia, donde la transición energética incrementa la participación de fuentes intermitentes como solar y eólica, que requieren respaldo flexible para atender la demanda nocturna. Otro aspecto sensible es el cobro adicional por el uso de la red.
Actualmente, al tomar energía de la red para cargar y luego inyectarla nuevamente, los proyectos de almacenamiento enfrentan un doble cobro por uso del sistema.
Este diseño puede desincentivar la inversión, ya que reduce el margen de arbitraje y afecta la competitividad frente a otros activos.
La propuesta regulatoria deberá clarificar este punto para evitar distorsiones. En cuanto al proceso de integración, la norma contempla la figura de los SAEB como activos de red identificados por la UPME o por operadores de red, y también los SAEB independientes que actúan como agentes comerciales.
En ambos casos, el contrato de conexión y la coordinación con XM y UPME resultan determinantes.
Gómez Fajardo advirtió que el procedimiento de "no objeción" por parte de la UPME no debería convertirse en una carga burocrática que retrase el desarrollo de proyectos. Por su parte, los servicios complementarios reciben un impulso con esta propuesta.
Además del black start, se menciona la posibilidad de proveer regulación secundaria de frecuencia (AGC), soporte de voltaje, reserva rodante y control de tensión.
Estas prestaciones permiten que los sistemas de almacenamiento aporten valor al sistema en múltiples frentes, diferiendo inversiones en infraestructura y fortaleciendo la resiliencia de la red.