Las modificaciones normativas impulsadas por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) para la evaluación de la Reserva Primaria de Frecuencia (RPF) han trazado un punto de inflexión. A partir de noviembre de este año, las penalidades por incumplimiento en la regulación de frecuencia dejarán de ser montos fijos tolerables para indexarse también al Costo Marginal de Corto Plazo (CMg) de la energía durante la hora del evento.
"Esta penalidad, que históricamente las generadoras asumían como un costo operativo menor, hoy se convierte en un riesgo financiero en el flujo de caja anual. Indexar el incumplimiento al costo marginal significa que fallar durante una contingencia en horas de congestión costará mucho más, es decir, veremos incrementos en las penalidades entre un 30% y un 133%”, afirma Nicol Pomalia, CEO de Capo Energy, empresa líder en el desarrollo de ingeniería e implementación de proyectos BESS en el Perú.
El Reto Técnico: Gobernadores Mecánicos vs. Electrónica de Potencia
Las centrales térmicas de ciclo combinado e hidroeléctricas tradicionales dependen de gobernadores de velocidad (sistemas mecánico-hidráulicos) que sufren fatiga térmica y retrasos ante las exigencias de bandas muertas muy estrechas (típicamente de ±0.03 Hz a ±0.05 Hz). En contraste, un sistema BESS provisto de electrónica de potencia y algoritmos de control de lazo cerrado (P-f) responde en menos de 100 milisegundos. Operando a altas tasas de descarga (1C o 0.5C), un BESS inyecta el 100% de su potencia activa casi instantáneamente. Esto no solo mitiga la penalidad, sino que posiciona a la central como receptora de los beneficios económicos asociados a la Bolsa de Penalidades e Incentivos.
El Siguiente Nivel: Regulación Secundaria (RSF)
Adicionalmente mas allá del claro cumplimiento de la Regulación de Frecuencia con el BESS, un multiplicador adicional para el retorno de inversión de los proyectos de baterías se encuentra en la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF). Operativamente, la RSF responde a las consignas del Control Automático de Generación (AGC) del COES para restaurar la frecuencia nominal a 60 Hz y liberar la reserva primaria, un proceso que toma minutos.
"Para una central térmica, operar en RSF implica mantener turbinas trabajando a cargas parciales ineficientes, castigando su Heat Rate (tasa de calor) y sometiendo los álabes a continuas oscilaciones cíclicas", explica Pomalia. "Al integrar un sistema BESS al AGC del COES, eliminamos estas limitaciones termomecánicas. Su capacidad de rampa sigue la señal del COES correctamente".
El despliegue del almacenamiento es la respuesta directa a la necesidad sistémica del país. Como ha sido señalado en distintos espacios del sector, el sub-sistema eléctrico peruano enfrenta un doble desafío: “la inminente congestión que genera vertimiento (curtailment) de energía solar en el sur, y la peligrosa pérdida de inercia del sistema ante el ingreso de centrales renovables de generación no convencional.”
Para hacer frente a este reto, Pomalia advierte que a medida que las exigencias de los Estudios de Pre-Operatividad (EPO) se endurezcan hacia el periodo 2027-2028, los simples inversores seguidores de red (Grid-Following) quedarán obsoletos. La normativa exigirá Inversores Formadores de Red (Grid-Forming), capaces de aportar inercia sintética y mantener la tensión y frecuencia de la red por sí mismos durante fallas severas.
Mirando hacia el futuro, la ejecutiva de Capo Energy pone sobre la mesa un debate que el mercado debe iniciar hoy. Si bien la regulación actual se enfoca en generación, el verdadero potencial sistémico del almacenamiento radica en la transmisión.
"Ya es tiempo de que el Plan de Transmisión del COES evalúe a los sistemas BESS como Alternativas No Convencionales. Proyectando los retos del SEIN a partir de 2030, el Estado debería considerar suministros sistemáticos de almacenamiento en nodos críticos para aliviar congestiones estructurales. Estos grandes bancos de baterías estratégicos deberían ser licitados por PROINVERSIÓN, garantizando la confiabilidad del sistema a una fracción del costo y tiempo de una línea de transmisión de alta capacidad".
En definitiva, las nuevas señales regulatorias y el estrés operativo del SEIN han configurado un escenario inmejorable. Los sistemas BESS en el Perú han dejado de ser un complemento técnico para convertirse en el activo financiero e infraestructural más estratégico de la transición energética. Y en este escenario, Capo Energy se consolida como el integrador que marca la pauta de la ingeniería del futuro.
Capo Energy busca consolidar su liderazgo en almacenamiento
En paralelo al desarrollo del mercado, Capo Energy avanza con una estrategia enfocada en transmisión, subestaciones y almacenamiento energético. La compañía proyecta alcanzar un pipeline de 50 MWh entre 2026 y 2027, apoyada en proyectos ya ejecutados de 7 MWh y 10 MWh.
La empresa trabaja tanto con clientes libres como con generadoras. En el primer segmento desarrolla proyectos EPC llave en mano, incluyendo el suministro de los sistemas de almacenamiento. En el segundo, participa principalmente en la integración y construcción de infraestructura asociada a equipos adquiridos directamente por las propias compañías eléctricas.
“Adicionalmente la ventana de oportunidad que también hemos visto es el interés de las industrias de mayor consumo", afirmó Pomalia.
Según detalla, las compañías con demandas superiores a los 5 MW ya presentan perfiles adecuados para analizar proyectos de almacenamiento. En muchos casos, las áreas de mantenimiento y proyectos impulsan ingenierías detalladas para evaluar el impacto económico de estas tecnologías dentro de sus operaciones.
La ejecutiva afirma que los proyectos desarrollados para clientes libres muestran actualmente períodos de retorno de inversión de entre tres y cuatro años, dependiendo de factores como ubicación, condiciones climáticas y complejidad logística de cada instalación.
"Actualmente lideramos el mercado peruano en sistemas de almacenamiento BESS", afirmó la ejecutiva.
De acuerdo con relevamientos recientes del mercado, Capo Energy impulsa una cartera cercana a 7 MW y 7 MWh mediante soluciones de peak shaving y esquemas BESS-as-a-Service, un segmento que viene ganando protagonismo entre mineras, fundiciones y grandes consumidores eléctricos que buscan optimizar sus costos energéticos.
Para Pomalia, el principal cambio es que el almacenamiento comienza a dejar atrás su rol exclusivamente técnico para convertirse en una herramienta de negocio dentro del subsistema eléctrico peruano. Y en ese proceso, la regulación del COES aparece como uno de los factores que podría acelerar la adopción de baterías en los próximos años.
El contexto acompaña esa expectativa. Diversos desarrolladores ya analizan proyectos de almacenamiento asociados a centrales solares y eólicas, mientras que las proyecciones del sector anticipan que Perú podría superar los 700 MW de almacenamiento hacia 2030, impulsado por la expansión renovable, la necesidad de flexibilidad y la evolución de los servicios complementarios.
Para Pomalia, la oportunidad es clara: las baterías comienzan a ocupar un rol cada vez más estratégico dentro del sub-sistema eléctrico peruano. Y si hasta hace pocos años el principal argumento para instalarlas era técnico, hoy la discusión empieza a girar alrededor de la rentabilidad y confiabilidad.