Las futuras licitaciones de almacenamiento energético en Perú podrían incorporar mecanismos de crédito predefinidos e incentivos para acelerar la puesta en servicio de los proyectos, siguiendo experiencias de Brasil y Argentina. La propuesta surgió mientras el país continuaba a la espera de la reglamentación de la Ley 32249, que habilitó nuevas modalidades de contratación de potencia y energía, pero cuya implementación todavía no contaba con un calendario definitivo de convocatorias.
El escenario contrastó con Brasil, que programó para el 2 y 4 de diciembre de 2026 sus primeras subastas específicas de almacenamiento independiente, con contratos de 15 años, una potencia mínima de 30 MW por proyecto y sistemas de cuatro horas de duración. Las instalaciones adjudicadas debían comenzar a suministrar potencia el 1 de agosto de 2028, bajo un esquema de remuneración fija mensual por disponibilidad.
En Perú, César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), había advertido durante FES Perú 2026 que las nuevas licitaciones de suministro podrían convocarse recién hacia 2028, debido a la vigencia de contratos de las distribuidoras hasta 2030 y 2031.
A diferencia del esquema brasileño, estas convocatorias peruanas no constituían todavía subastas específicas de baterías, aunque la contratación diferenciada de potencia y energía podría abrir oportunidades para proyectos renovables con almacenamiento.
Así lo planteó Lucas Ponce, director comercial para Latinoamérica de CATL, durante el panel “Renovables y Storage como palanca de negocio: modelos y oportunidades para acelerar la transición energética peruana”, en el marco de Future Energy Summit (FES) Perú 2026.
“Uno de los principales factores que retrasan los proyectos es el financiamiento. Para desarrollar instalaciones de esta magnitud se necesitan fondos de inversión y entidades financieras que puedan acompañar su ejecución”, explicó el ejecutivo.
Brasil: contratos de 15 años y financiación de hasta el 80% para grandes empresas
El mercado brasileño había avanzado con instrumentos específicos para incorporar sistemas de almacenamiento independientes, conocidos como standalone, destinados a aportar potencia y flexibilidad a la red eléctrica.
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) abrió en julio de 2026 la consulta pública de dos licitaciones de reserva de capacidad, diseñadas para contratar la disponibilidad de potencia de instalaciones BESS. La primera, denominada "Armazenamento Nacional", quedó reservada a sistemas que acrediten requisitos de fabricación nacional; la segunda, "Armazenamento General", permitió la participación de otras soluciones tecnológicas.
Ambos procesos contemplan contratos de 15 años, inicio de suministro en agosto de 2028, proyectos de al menos 30 MW y una duración de cuatro horas. La remuneración se estructuró mediante ingresos fijos distribuidos en doce pagos mensuales, a cambio de mantener la potencia disponible para el despacho del operador eléctrico.
En materia financiera, el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) disponía de la línea Finem para almacenamiento eléctrico, destinada a financiar la construcción, ampliación y modernización de instalaciones.
El instrumento permitía cubrir hasta el 80% del valor total del proyecto para grandes empresas, con un importe mínimo de R$ 40 millones y plazos de amortización de hasta 24 años. Para micro, pequeñas y medianas empresas, el apoyo podía alcanzar el 100% de los conceptos financiables, sujeto a evaluación crediticia y a las condiciones de elegibilidad.
“Cuando una licitación es pública, el acompañamiento del Estado es fundamental. Este tipo de estructuras financieras debería contemplarse desde el inicio para facilitar la ejecución de los proyectos”, sostuvo el especialista.
La experiencia de Brasil introdujo así una alternativa para Perú: combinar contratos que otorgaran previsibilidad de ingresos con instrumentos de financiación capaces de acompañar la inversión inicial, sin que la adjudicación implicará necesariamente una aprobación automática del crédito.
Argentina: 1413,5 MW adjudicados y estímulos para adelantar la operación
El segundo antecedente regional estuvo en Argentina, donde el Gobierno había impulsado dos convocatorias de almacenamiento con objetivos geográficos y operativos diferentes.
AlmaGBA, denominada así por su enfoque en el Gran Buenos Aires, fue una licitación destinada a instalar baterías en puntos estratégicos de las redes de Edenor y Edesur. Su objetivo consistió en reforzar el abastecimiento del área metropolitana, reducir el riesgo de cortes durante los períodos de mayor demanda y aportar capacidad de respuesta al sistema eléctrico.
La convocatoria acumuló 713 MW adjudicados, con contratos de 15 años y sistemas capaces de entregar potencia durante cuatro horas consecutivas. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) intervino en el esquema contractual como garante de pago de última instancia.
Posteriormente, AlmaSADI, orientada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), extendió la contratación de almacenamiento a nodos críticos de diferentes regiones del país.
La Secretaría de Energía adjudicó en julio de 2026 700,5 MW distribuidos en 20 proyectos de cinco empresas, con inversiones estimadas en USD 700 millones. El procedimiento recibió 235 ofertas técnicas que superaron los 8.300 MW, más de once veces la potencia inicialmente buscada.
Para CATL, uno de los aprendizajes de estos procesos estuvo relacionado con los incentivos para reducir los plazos de construcción y conexión. Durante el panel, su representante hizo referencia a un mecanismo de estímulo económico para adelantar la entrada en operación comercial, y mencionó un porcentaje del 30% por mes de anticipación, cuya aplicación exacta no quedó suficientemente identificada en la transcripción.
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“Este tipo de mecanismos resulta muy interesante para el almacenamiento, porque permite aprovechar una tecnología con tiempos de instalación muy dinámicos. El objetivo debería ser reducir al máximo el período entre la adjudicación y la puesta en servicio”, señaló.
Perú: potencia firme y arbitraje para ampliar los ingresos BESS
La discusión regional llegó en un momento de cambios para el mercado eléctrico peruano. La Ley 32249, publicada en enero de 2025, modificó el marco de contratación de electricidad y contempló la participación de nuevos proveedores de servicios complementarios, mientras el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) sometió a consulta durante 2026 un reglamento destinado a desarrollar esas prestaciones.
Los servicios complementarios comprenden funciones necesarias para mantener la seguridad, calidad y estabilidad del suministro, como la regulación de frecuencia. Sin embargo, CATL consideró que las baterías también debían poder obtener ingresos por su capacidad de almacenar electricidad en momentos de menor valor y entregarla cuando el sistema la necesitara.
“Si el almacenamiento queda limitado a los servicios complementarios y no se reconoce su aporte de potencia firme, estaríamos desaprovechando muchas de las capacidades que tienen las baterías”, advirtió Ponce.
El directivo también defendió el arbitraje energético, mediante el cual un operador puede cargar sus sistemas en períodos de precios bajos y descargarlos cuando la electricidad adquiere mayor valor. Esta posibilidad dependería de las reglas de participación y de las señales económicas disponibles en el mercado peruano.
El debate coincidió con una cartera de nuevas inversiones fotovoltaicas. Según cifras del MINEM correspondientes a abril de 2026, Perú contabilizaba 13 proyectos solares con concesión definitiva, por 2.402 MW y USD 1.805,9 millones de inversión estimada. Arequipa concentraba nueve iniciativas por 1.816 MW, mientras Moquegua reunía otros 322 MW.
La incorporación de estas centrales podía generar oportunidades para proyectos híbridos, donde la generación solar se combinara con baterías, pero el fabricante también observó aplicaciones independientes capaces de prestar servicios al sistema sin estar asociadas a una instalación renovable determinada.
En otro panel del mismo evento, Ricardo Garro, también director comercial para Latinoamérica de CATL, había identificado oportunidades para que el almacenamiento contribuyera a postergar inversiones en transmisión y distribución. El representante explicó además que la evolución tecnológica de las baterías LFP, de litio-ferrofosfato, estaba mejorando su comportamiento frente a la degradación y la capacidad disponible durante la vida útil.
Costos marginales de USD 250/MWh y riesgo de sequías: cuándo competirán las baterías
Otro de los factores señalados por el especialista fue el coste de abastecer la demanda durante períodos en los que el sistema necesitaba recurrir a unidades de generación menos eficientes.
Durante FES Perú se mencionaron referencias de costes marginales cercanos a USD 250/MWh, aunque sin precisar el nodo eléctrico ni el período al que corresponden. Este indicador representa el coste de suministrar una unidad adicional de electricidad y puede aumentar cuando deben despacharse centrales más caras para cubrir la demanda.
Para CATL, el almacenamiento podía ofrecer una alternativa competitiva en determinados escenarios, especialmente cuando los sistemas permitiera desplazar energía hacia horas de mayor necesidad o reducir el funcionamiento de equipos convencionales.
“El mercado se desarrollará cuando el coste de instalar un sistema de almacenamiento resulte más competitivo que seguir despachando unidades de generación menos eficientes. No se trata de favorecer una tecnología, sino de permitir que compitan en igualdad de condiciones”, planteó el representante de la compañía.
El análisis también incorporó la exposición del sistema peruano a las condiciones hidrológicas. Una reducción de los aportes de generación hidroeléctrica durante períodos de sequía podía modificar el despacho y elevar la participación de tecnologías térmicas, aumentando el valor potencial de la flexibilidad.
El ejecutivo vinculó esta situación con la posibilidad de que el Gobierno impulsará nuevas convocatorias hacia 2027, orientadas a resolver necesidades específicas de abastecimiento. No presentó esa fecha como un calendario oficial, sino como un escenario que dependería de la evolución del sistema y de las decisiones regulatorias.
China aceleró los embarques y CATL se acercó al 100% de su capacidad productiva
A las condiciones locales se sumó un cambio en la industria internacional de baterías. China había reducido del 9% al 6% la devolución del impuesto al valor agregado (IVA) aplicado a determinadas exportaciones de baterías desde abril de 2026, y estableció su eliminación para el 1 de enero de 2027.
Según explicó Ponce, la modificación había acelerado las decisiones de compra de clientes internacionales que buscaban adelantar embarques antes de la entrada en vigor de la siguiente etapa fiscal.
“Los clientes están intentando adelantar la entrega de los equipos para evitar el impacto de la eliminación de los incentivos fiscales a partir de enero de 2027. Esto generó una competencia importante para asegurar los embarques antes de fin de año”, señaló.
El movimiento tuvo consecuencias sobre la programación industrial del fabricante. El directivo afirmó que CATL se acercaba al 100% de utilización de su capacidad productiva prevista para el resto de 2026, reflejo de una demanda internacional que estaba concentrando pedidos en un período reducido.
La situación también introdujo una variable adicional para los desarrolladores peruanos con proyectos previstos para 2027 y 2028: coordinar los compromisos comerciales, las fechas de entrega y los calendarios de construcción frente a cambios en las condiciones internacionales de suministro.
Para CATL, el potencial de almacenamiento en Perú no dependía exclusivamente de la disponibilidad de equipos ni del crecimiento renovable. La combinación de financiación, incentivos de ejecución, reconocimiento de nuevos servicios y señales de precios determinaría qué proyectos podrían alcanzar condiciones comerciales suficientes para concretarse.
Por Energía Estratégica
Por Emilia Lardizabal
Por Matías Medinilla
