Almacenamiento de energía: la tecnología correcta depende del sistema en el que competirá
Quien invierte en almacenamiento debe evaluar cómo compiten las configuraciones tecnológicas, qué beneficio crean para el sistema eléctrico y cuánto puede cobrar. Su rentabilidad depende también de cómo cambiarán esas condiciones durante la vida del activo. Esta Perspectiva es para quien invierte en almacenamiento: desarrolladores, generadores que evalúan hibridar, fondos y financiadores. Antes de invertir conviene responder con evidencia si el capital va a la configuración que producirá los retornos esperados.
0 · Estructura de esta nota
La sección 1 plantea las decisiones previas a invertir. Las secciones 2 y 3 examinan la necesidad del sistema y la competitividad por duración. Las secciones 4 y 5 comparan alternativas y costos localizados. La sección 6 distingue beneficio para el sistema, ingreso capturable y costo. La sección 7 examina cambios durante la vida del activo. La sección 8 presenta el Decision System de Capital Projects. Se separan hechos verificados, cálculos, estimaciones con supuestos e hipótesis.
1 · La inversión empieza por decidir si el almacenamiento, y en qué configuración, puede producir el retorno esperado
Antes de elegir proveedor, contrato o estructura de financiamiento, quien invierte en almacenamiento toma 2 decisiones que condicionan todas las demás. La primera es si el almacenamiento es una inversión atractiva frente a las demás soluciones que el sistema tiene a la mano. La segunda es con qué configuración: tecnología, potencia, energía, nodo, fecha de entrada y forma de operar. Un activo puede tener tecnología probada, un contrato atractivo y una construcción sin fallas. Aun cumpliendo todas sus especificaciones, puede quedar por debajo del retorno esperado si esas 2 decisiones fueron las equivocadas.
Chile muestra con datos públicos por qué la pregunta importa. El ejemplo de una batería hipotética de 4 horas en Crucero, una barra de 220 kV del norte, examina 2 componentes de remuneración: arbitraje y potencia. Con los precios de octubre de 2025 a septiembre de 2026, se calcula una estrategia que carga de día y descarga de noche. Su margen de arbitraje alcanza 105 USD/kW al año. La remuneración por potencia da una referencia de 69. El costo anual de capital y operación se estima en 92–109 USD/kW (sección 6) [D; E]. Un año antes, el mismo margen era de 137. Cayó 23% en 12 meses [D: 105 / 137 = 0.77], mientras la capacidad de baterías del sistema crecía (sección 7) [D]. Son referencias calculadas con precios pasados y previsión perfecta. La rentabilidad queda por demostrar. Quien invierte encuentra una oportunidad que cambia rápido y debe responder 3 preguntas fuera del pliego. Cuánto ingreso conserva el activo cuando entra la capacidad ya anunciada. Qué remuneración lo sostiene durante toda su vida. Si una batería de 4 horas es la configuración que conviene en ese nodo.
Esas preguntas se responden entendiendo el sistema en el que competirá el activo. Las 6 secciones siguientes recorren lo que hay que entender, y la última describe cómo se convierte en una capacidad de decisión.
2 · Las soluciones competitivas dependen de la necesidad del sistema; las horas publicadas son el punto de partida de la evaluación propia
El ingreso de un activo de almacenamiento depende del servicio que el sistema paga. Los servicios difieren en 3 dimensiones: rapidez de respuesta, duración de la entrega y atributos eléctricos.
Necesidad | Tiempo de respuesta | Cuánto se sostiene | Fuente |
Respuesta rápida de frecuencia | 250 milisegundos | Hasta 15 minutos | ERCOT, operador de Texas [V] |
Regulación de frecuencia | 5 segundos | — | ERCOT [V] |
Reservas de contingencia | 10 minutos; o 30 minutos | 2 horas; o 4 horas | ERCOT [V] |
Capacidad de punta | — | 2–6 horas | NREL, laboratorio nacional de Estados Unidos [V] |
Capacidad y traslado de energía dentro del día | — | 4–12 horas | NREL [V] |
Respaldo entre días y de varios días | — | 10–36 horas; 36–160 horas | Departamento de Energía de Estados Unidos [V] |
Estacional | — | Más de 160 horas | Departamento de Energía [V] |
Fortaleza de red | No se mide en tiempo: formación de red, control de tensión y frecuencia, corriente de falla, arranque en negro | No se mide en horas | Coordinador Eléctrico Nacional de Chile [V] |
Los horizontes van de minutos a más de 160 horas y corresponden a servicios distintos. Los umbrales son clasificaciones de Estados Unidos, con límites aproximados. Lo que viaja es la amplitud del intervalo. La fortaleza de red se especifica y se verifica por separado. La capacidad en MWh, por sí sola, deja esos atributos eléctricos sin demostrar. Un activo diseñado para una fila cobra por ese servicio, y su caso de negocio depende de que el sistema lo siga necesitando.
Los 3 instrumentos recientes de la región publican referencias de duración, requisitos mínimos o ventanas de entrega, con alcances distintos. México presenta una referencia para recibir proyectos, Colombia define productos contractuales y República Dominicana fija requisitos para una licitación renovable. En los documentos examinados se identifican las horas publicadas, pero no la derivación técnica que las produjo.
País | Instrumento | Cómo aparece la duración |
México | Convocatoria de la Secretaría de Energía para proyectos estratégicos de generación y almacenamiento, mayo de 2026: un mecanismo para recibir solicitudes y otorgar permisos | Referencia de 3 horas para sistemas "no asociados" a una central; el numeral 18.2 aclara que la tabla tiene "carácter de referencia" y que "se pueden recibir propuestas de proyectos distintas" [V]. El plan vinculante de expansión, PLADESE 2025–2039, considera 4 horas para los sistemas con baterías incorporados a su programa de instalación de centrales [V] |
Colombia | Resolución 40208 del Ministerio de Minas y Energía, abril de 2026 | El producto 3 reúne bloques de 08:00–18:00 y 18:00–22:00; el producto 4 corresponde a 18:00–22:00. Ambos admiten plantas bajo las condiciones de almacenamiento en baterías del artículo 9, y esas ventanas contractuales no fijan una duración mínima de la batería [V]. La memoria corre su modelo de expansión "con los 4 bloques de demanda horaria considerados para la subasta": la ventana entra como dato [V] |
República Dominicana | Resolución SIE-092-2025-LCE de la Superintendencia de Electricidad | "Capacidad de almacenamiento mínima de cuatro (04) horas a lo largo de la vigencia del Contrato" para las baterías de las centrales renovables de una licitación de hasta 600 MW, en una lista con inercia sintética, arranque en negro y formación de red [V] |
Quien invierte debe comprobar que cumple la referencia o la obligación publicada como parte de la evaluación de entrada. Debe comprobar la rentabilidad con evidencia propia sobre necesidad, competencia e ingreso. En la región Norte, la convocatoria mexicana publica una referencia de 245 MW y 3 horas y admite propuestas distintas [V]. En la tabla del plan para esa región se publican 141 MW para 2025–2030 [V]. Las 2 cifras pueden medir universos distintos, y compararlas exige conciliar fechas, categorías y cobertura regional. Ni la convocatoria ni el capítulo 3 del plan explican de qué estudio salen las 3 horas [V].
La duración se puede derivar del sistema. El Coordinador Eléctrico Nacional, operador del sistema chileno, publicó en agosto de 2023 un estudio que dejó la duración como variable. Sobre una red simplificada de 22 barras, identificó primero la transmisión interregional. Después optimizó juntos generación y almacenamiento. La duración óptima le resultó de 6–8 horas, con 1,000–4,000 MW en el norte [V]. Ese resultado vale para Chile, para esa red simplificada y para sus supuestos de expansión. La duración de cada activo concreto se determina por separado. Quien invierte puede derivar la necesidad de una representación del sistema para saber de qué va a vivir su activo.
3 · La duración modifica la competitividad económica de las tecnologías de almacenamiento
Las tecnologías reparten de manera distinta sus costos entre potencia y energía. En las baterías de fosfato de hierro y litio (LFP), el costo corresponde sobre todo a la energía. Las de 1,000 MW cuestan 394 USD/kWh instalado a 2 horas y 299 a 100 horas. En el bombeo hidráulico, el costo corresponde sobre todo a la potencia. El de 1,000 MW baja de 503 USD/kWh a 4 horas a 32 a 100 horas [V, PNNL, laboratorio nacional de Estados Unidos].
El costo nivelado del almacenamiento por MWh descargado (LCOS) refleja esa diferencia [V, PNNL v2024, valores de 2023 en Estados Unidos, USD/MWh]:
Tecnología, 1,000 MW | 4 h | 10 h | 24 h | 100 h |
Litio LFP | 174 | 168 | 296 | 954 |
Bombeo hidráulico | 186 | 97 | 97 | 122 |
Aire comprimido | 130 | 91 | 93 | 106 |
Almacenamiento térmico | 192 | 145 | 190 | 359 |
Hidrógeno (valores de 2021) | — | 346 | 350 | 373 |
Con la misma escala para todas, a 10 horas el bombeo y el aire comprimido cuestan 42–46% menos que el litio [D: 97 / 168 = 0.58; 91 / 168 = 0.54]. A 24 horas, el litio cuesta 1.76 veces lo que a 10 [D: 296 / 168]. A 4 horas, el litio y el bombeo cuestan casi lo mismo, 174 y 186 USD/MWh. El aire comprimido presenta el menor costo de la tabla, 130, siempre que haya un sitio y una operación compatibles con esa referencia [V]. A 24 horas, el litio cuesta más que el bombeo, el aire comprimido y el térmico [D: 296 frente a 97, 93 y 190].
La tabla mezcla tecnología, supuestos de operación y sitio, así que no dice qué tecnología gana en un proyecto concreto. Sí dice que la duración cambia las condiciones en que cada tecnología compite. La competitividad depende también de la potencia, el sitio, la utilización y la estructura de costos, que las secciones 4 y 5 incorporan. Para quien invierte, la pregunta es si la tecnología que propone es competitiva a la duración que el sistema va a pagar durante la vida del activo. Si esa duración cambia, el orden de costos puede cambiar con ella, y otra tecnología puede ofrecer el mismo servicio más barato en la siguiente convocatoria.
En algunos mercados, la elegibilidad regulatoria delimita la competencia antes de comparar costos. En los productos 3 y 4 de la Resolución 40208, Colombia condiciona la participación a plantas que incorporan almacenamiento en baterías [V]. Con esa condición se delimita la competencia por esos contratos.
4 · El almacenamiento compite por atender necesidades del sistema y por capturar ingresos en mercados y contratos concretos
Un activo de almacenamiento enfrenta 2 competencias distintas, y el caso de negocio tiene que medir las 2.
Competencia | Quiénes compiten | Qué decide para quien invierte |
Por la necesidad del sistema | Almacenamiento, generación con gas, transmisión, gestión de demanda, redespacho, aceptar vertimiento | Si el sistema necesitará almacenamiento y cuánto. Una línea o una turbina de punta pueden reducir la necesidad, o el precio, del que vive el activo |
Por el ingreso | Recursos habilitados para el mismo producto, mercado o contrato: otros almacenamientos, generación, hibridaciones y demanda, cuando las reglas lo permiten | Cuánto puede cobrar el activo en cada mercado o contrato |
Por la misma necesidad compiten opciones que ni siquiera son almacenamiento:
Necesidad | Opción A | B | C | D |
Punta vespertina | Solar con almacenamiento | Turbina de gas de punta | Gestión de demanda | Bombeo, si hay sitio |
Congestión en un nodo | Almacenamiento en el nodo | Línea de transmisión | Redespacho | Gestión de demanda |
Vertimiento solar | Almacenamiento corto | Almacenamiento largo | Transmisión | Aceptar vertimiento |
Fortaleza de red | Almacenamiento con formación de red | Condensador síncrono | Generación síncrona | Combinación |
Aceptar vertimiento también es una configuración, y acota el ingreso del arbitraje. En el estudio chileno, con almacenamiento se reducen los recortes de energía renovable hasta 40% frente al caso sin almacenamiento. El nivel eficiente de recorte queda cerca de 15% [V]. En ese modelo, eliminar todo el vertimiento cuesta más de lo que vale.
Las piezas se mueven juntas. Una línea de transmisión nueva cambia el nodo donde conviene estar, y el nodo cambia la duración, la tecnología y el ingreso. Una batería que cobra por una congestión puede perder parte de su caso si entra en servicio una línea que la resuelve. El efecto depende del nodo y de la dirección de los flujos [H: ejemplo ilustrativo]. Por eso la unidad de inversión es la configuración completa, y la pregunta "¿cuántas horas de batería?" llega tarde.
5 · País, sitio y utilización cambian el costo y la economía de cada alternativa
Aplicarle un "factor país" a una referencia internacional mezclaría lo que viaja con la tecnología y lo que no. El costo de una configuración se separa en 4 capas:
Capa | Qué contiene | Cómo se trata |
Tecnología | Eficiencia, degradación, ciclos de vida y buena parte del precio del equipo | Viaja: se conserva la referencia internacional |
País | Construcción, fletes, aranceles e impuestos, permisos, costo de capital | Se sustituye con dato público del país |
Sitio | Interconexión, obra civil, geología, cavernas o embalses, refuerzos de red | Se sustituye con dato del proyecto |
Sistema | Precio horario de carga, ciclos, recurso desplazado, congestión, servicios | Fija la utilización y el ingreso; lo produce la simulación del sistema |
El país pesa en el retorno. La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publica 722 USD/kW para baterías de 4 horas [V, mayo de 2026]. La prima de riesgo país es de 1.10% en Chile y 2.85% en Colombia, frente a 0.23% en Estados Unidos [V, Damodaran, enero de 2026]. En una sensibilidad ilustrativa, sumar esa diferencia a una tasa real de 7% sube 6–17% el cargo anual de capital de un activo de 15 años [E: el costo de capital de cada proyecto se estima por separado, con su estructura de deuda y capital propio]. En los planes publicados de México y Colombia no aparece una referencia de costo de inversión de almacenamiento [V].
La utilización también pesa, y no la decide la ficha técnica. Las referencias internacionales suponen utilizaciones altas. Lazard supone 1 ciclo diario durante 350 días al año [V]. PNNL supone el máximo que permiten la duración y la garantía [V]. Con menos ciclos, el costo fijo se reparte entre menos MWh. El retorno depende también del margen de esas horas y de los pagos por disponibilidad y otros servicios.
6 · El beneficio que la configuración crea para el sistema y el ingreso que puede cobrar quien invierte son 2 evaluaciones distintas
Una configuración se evalúa con 3 magnitudes.
Magnitud | Qué mide |
Beneficio para el sistema | La reducción neta de los costos de operación y falla del sistema frente a un contrafactual explícito, incluidas la carga, las pérdidas y la operación incremental de la configuración, antes de su inversión y reposiciones |
Ingreso capturable | Lo que puede cobrar quien invierte por energía, potencia, servicios y contratos, con reglas y restricciones compatibles entre sí |
Costo total | La inversión, la operación y las reposiciones de cada alternativa en un horizonte común; impuestos y financiamiento entran solo en la evaluación financiera, y cada concepto se registra 1 vez |
Con ellas se hacen 2 evaluaciones conectadas, y cada costo se cuenta 1 vez. En la evaluación económica se compara cada alternativa frente a un mismo contrafactual, con servicio, confiabilidad y horizonte equivalentes. Si el beneficio ya es neto de la operación, se le descuentan solo la inversión y las reposiciones. Dice si la configuración conviene al sistema. En la evaluación financiera se distinguen 2 flujos. El del proyecto se calcula antes del servicio de la deuda. El del capital propio se calcula después de desembolsos y pagos de financiamiento. Se descuenta cada uno con una tasa consistente para determinar si cumple el retorno requerido. La capacidad de pagar la deuda se comprueba por separado. Una configuración puede convenir al sistema y no ser financiable con la remuneración vigente, o ser financiable y convenir poco. La evaluación financiera tiene que representar las reglas de remuneración, su vigencia y la protección contractual del proyecto, y someter a sensibilidad las que puedan revisarse.
El beneficio depende de lo que el MWh desplaza. Con tasas térmicas de Estados Unidos y precios nivelados de combustibles de PLADESE 2025–2039, se ilustra el costo bruto del combustible. Para un ciclo combinado a gas se obtienen 38 USD/MWh. Si se aplica a diésel la tasa de los motores de combustión interna con derivados del petróleo, se obtienen 364 USD/MWh. El cociente es 9.57 veces [D: 7.548 MMBtu/MWh × 5.04 USD/MMBtu frente a 10.512 × 34.62; Administración de Información Energética de Estados Unidos, tabla 8.2; PLADESE, tabla 3.7; la correspondencia tecnológica es un supuesto]. Son referencias de costo bruto de combustible a plena carga; una central concreta requiere su eficiencia y su combustible propios. Es el costo bruto del combustible desplazado. Para estimar el beneficio neto del almacenamiento hay que contar la energía de carga, con sus pérdidas. También deben contarse los demás costos incrementales y los beneficios adicionales que correspondan. Cada concepto se cuenta 1 vez. La diferencia muestra que el mismo MWh pesa distinto según el sistema donde se descarga.
Con datos públicos, las 2 evaluaciones de una batería de 4 horas conectada en Crucero llegan hasta aquí:
Componente | Dato público | Resultado |
Costo de inversión | CNE, informe de costos de mayo de 2026: 722 USD/kW, con intervalo de 616–879 | 722 USD/kW [V] |
Costo anual de capital y operación | Inversión fija de 722 USD/kW, 15 años de vida y costo de capital real de 8–10%; operación y mantenimiento de 1–2% de la inversión al año, según la CNE | 92–109 USD/kW al año [E]. El flujo del proyecto concilia las partidas incluidas en los 722 USD/kW y agrega solo las que queden fuera, como la conexión o las reposiciones; la degradación y los impuestos se representan en sus flujos |
Ingreso por potencia | Precio de nudo de potencia en Crucero 220 kV: 9.18 USD/kW-mes (CNE, julio de 2026). La regla transitoria del Decreto 70 reconoce como potencia inicial 98% de la potencia máxima de una batería de 4 horas [V]. En el balance de suficiencia de 2024, revisión definitiva de junio de 2026, la suficiencia definitiva fue 64.3% de la preliminar en el subsistema que incluye el norte, igual para todas las centrales [V] | 69 USD/kW al año [D: 9.18 × 12 × 0.98 × 0.643], como referencia: supone indisponibilidad forzada nula y que el factor de 2024 se mantiene [E]; la liquidación del proyecto se determina por separado |
Margen de arbitraje | Costo marginal real definitivo en Crucero 220 kV, cada 15 minutos, en 2 años: de octubre de 2024 a septiembre de 2025 y de octubre de 2025 a septiembre de 2026 (Coordinador Eléctrico Nacional). Estrategia: cargar entre las 8:00 y las 17:00 y descargar desde las 17:00 hasta el final del día informado, incluida la hora adicional del cambio de horario, hasta 1 ciclo diario, con 89% de eficiencia de ida y vuelta y potencia de carga y descarga de 1 kW por kW | Hasta 137 USD/kW al año en el primer año y 105 en el segundo [D: máximo de esa estrategia con previsión perfecta y balance de energía; venta de la descarga menos compra de la carga; sin degradación, sin indisponibilidad y sin cargos sobre la energía de carga; supone que la batería no mueve los precios] |
Beneficio para el sistema | Estudio del operador, 2023: intervalo eficiente de 1,000–4,000 MW en el norte, con 6–8 horas, para 2026–2030, adicional a la capacidad declarada en construcción en marzo de 2023 [V] | Sin cuantificar con datos públicos: exige simular el sistema con y sin la batería, frente a una alternativa definida. Es el cálculo que hace el Decision System de la sección 8 |
Lo que estos datos permiten afirmar a quien evalúa la inversión:
Hay una oportunidad de remuneración, y se achicó en un año. La suma ilustrativa del pago por potencia y el margen de arbitraje es de 174 USD/kW al año con las referencias del segundo periodo y de 206 con las del primero [D: 69.4 + 105.1 y 69.4 + 136.5]. La energía de carga ya está descontada del arbitraje. Faltan los demás costos y comprobar que la batería pueda cumplir a la vez las condiciones del pago por potencia y el despacho de arbitraje. El flujo de inversión se evalúa por separado
El beneficio para el sistema se calcula aparte. Hay que definir una alternativa explícita y considerar los costos de carga y las pérdidas. También deben considerarse el efecto sobre la operación y la contribución a la confiabilidad. De esa evaluación sale el peso relativo de energía, capacidad y otros servicios
Las 2 evaluaciones salen de instrumentos distintos. Los precios históricos permiten iniciar la financiera y el estudio de expansión aporta una referencia para la económica, pero la evidencia pública examinada no las reconcilia
7 · La rentabilidad cambia durante la vida del activo, y la decisión se actualiza con ella
El caso de negocio que justifica comprometer capital describe el sistema del día de la decisión, y el activo vive 15 años o más en un sistema que cambia. En Crucero, 3 cambios ya son visibles con datos públicos.
El margen de arbitraje ya se comprimió. Con el mismo cálculo, el margen de la estrategia en Crucero bajó de 137 USD/kW al año, entre octubre de 2024 y septiembre de 2025, a 105 entre octubre de 2025 y septiembre de 2026: el margen cayó en 12 meses [D], con la trazabilidad de la cifra abierta. El precio promedio de la energía descargada bajó de 95 a 76 USD/MWh, y el de la energía de carga pasó de 1.5 a 3.8 [D]. En ese lapso, la potencia de almacenamiento del sistema pasó de cerca de 1.2 a 3.2 GW durante 2025, y el operador reportó en abril de 2026 una cartera de alrededor de 4.6 GW con entrada esperada entre marzo y diciembre de 2026 [V]. Qué parte de la caída se debe a las baterías no se puede separar con estos datos: el precio promedio de todas las horas también bajó, de 51 a 43 USD/MWh [D], y en eso pueden influir los combustibles, la hidrología y la demanda [H]. Cargar aumenta la demanda en las horas baratas y descargar aumenta la oferta en las caras, así que la dirección es la esperable; cuánto ingreso conservará una batería que entre hoy exige simular el sistema con la capacidad que viene.
La competencia por el ingreso ya está anunciada. Los proyectos reportados en operación, pruebas y construcción en Chile sumaban 9.94 GW y 42.7 GWh a octubre de 2025, 4.3 horas en promedio ponderado por potencia [V; D: 42,729 / 9,941]; 5.44 GW de ellos están en la región de Antofagasta, donde está Crucero [V]. Esas cifras agrupan estados de avance distintos; la coincidencia de nodo, horario y fecha con un proyecto concreto se evalúa con la cartera actualizada. El estudio de 2023 identificó 1,000–4,000 MW adicionales a lo que entonces estaba en construcción: las capacidades incluidas y las fechas de corte no son comparables, así que la diferencia obliga a actualizar la evaluación y no permite concluir que haya sobreinversión.
La entrada de capacidad puede reducir el pago por potencia, y el régimen transitorio termina antes que la vida supuesta del activo. Con demanda de punta y demás condiciones constantes, la entrada de capacidad reconocida puede reducir el factor que convierte suficiencia preliminar en definitiva: en un ejercicio de sensibilidad de Systep, consultora eléctrica chilena, sobre el cálculo de 2024, baja a cerca de 50% con 5 GW adicionales de baterías, lo que llevaría la referencia de potencia de Crucero de 69 a unos 54 USD/kW al año [H: ejercicio de un tercero; D: 9.18 × 12 × 0.98 × 0.502]. El régimen transitorio de cálculo de la potencia inicial dura 10 años desde julio de 2024 [V; D: hasta junio de 2034], frente a los 15 años de vida supuestos: una batería que entre en octubre de 2026 tendría unos 7.75 años de régimen transitorio. Después rige la metodología permanente del reglamento, con la que se calcula la remuneración de esos años. Los criterios de duración también difieren: la regla transitoria llega a 98% de reconocimiento con 4 horas y a 100% con 5 [V], mientras el estudio identificó como eficientes 6–8. Una tabla de reconocimiento no es una función de rentabilidad, y el intervalo del estudio sale de una optimización del sistema y no de evaluar un activo concreto. La diferencia merece evaluarse antes de elegir la duración.
El plazo también es parte del retorno. El proyecto de almacenamiento adjudicado en 2021 en el Atlántico colombiano movió 3 veces su fecha de entrada, unos 1,100 días en total [V; D]. Con lo publicado, ese retraso no se puede atribuir a la configuración. Es el tipo de hecho que obliga a preguntar de nuevo si el activo, con su fecha nueva, todavía cobra por la necesidad para la que se adjudicó y si su caso de negocio sigue en pie.
Una evaluación que se hace una sola vez, al ofertar, deja a quien invierte sin una regla para saber cuándo su caso dejó de valer. La propuesta de gobierno de esta pieza es fijar, antes de comprometer capital, los indicadores que obligan a revisar —un costo que se mueve más de lo previsto, un retraso de red, una entrada de capacidad o un cambio de remuneración—, con su valor, su responsable y la acción prevista, caso por caso. Una vez construido el activo, la revisión compara flujos futuros con costos evitables: el capital ya invertido no se recupera retirándolo.
8 · InsightIA convierte la selección y la revisión de configuraciones en un Decision System de Capital Projects
Un buen equipo de desarrollo ya corre sensibilidades, compara escenarios y documenta supuestos. Proponemos agregar una capacidad que mantenga conectadas las decisiones físicas, operativas y económicas del activo. Debe quedar registrado quién decide cada una y con qué evidencia. Quien invierte debe volver a decidir cuando el sistema cambia. InsightIA construye esa capacidad desde la función de Capital Projects, como un Decision System. El modelo financiero del activo y la simulación del sistema se leen juntos.
Figura 1 · El Decision System de una inversión en almacenamiento: 2 ciclos de decisión y los derechos que los gobiernan. En el ciclo 1, las configuraciones alternativas —de almacenamiento y de otras soluciones— y los escenarios del sistema se simulan juntos, hora por hora y nodo por nodo. La simulación produce 3 magnitudes. En la evaluación económica se utiliza el beneficio para el sistema. En la financiera se utiliza el ingreso capturable, junto con la prueba de financiabilidad. En las 2 se utiliza el costo total, con su tratamiento económico y financiero. Si la configuración no cumple los criterios, se reconfigura o se descarta. Si conviene al sistema y requiere otra remuneración, se evalúa un mecanismo contractual o regulatorio viable y se vuelve a calcular. Solo la que cumple los criterios económicos y financieros se selecciona para comprometer capital. El ciclo 2 corre durante la vida del activo. Cuando un cambio material cruza un umbral fijado de antemano, el responsable decide si continúa, modifica, repone, vende o retira. Decide con flujos futuros y costos evitables, incluidos costos de cierre, compromisos contractuales y valor de venta o rescate. El costo se concilia entre las 2 evaluaciones: recursos en la económica y egresos aplicables en la financiera. Lo que ya está dentro del beneficio operativo neto o del margen de arbitraje se cuenta 1 vez. Los criterios de aceptación, la tasa de descuento y las restricciones de riesgo se fijan antes de comparar. En cada revisión se registran evidencia, responsable, decisión y fecha. La fila superior nombra esos derechos de decisión. En cada proyecto se asignan responsable, aprobador, evidencia y vigencia.
Las 5 preguntas que el Decision System responde a quien invierte:
Pregunta | Qué se entrega |
¿Conviene el almacenamiento frente a las demás soluciones a la misma necesidad? | La necesidad derivada de una representación horaria y nodal del sistema, y la comparación con generación, transmisión, gestión de demanda y vertimiento |
¿Qué tecnología y qué configuración, frente a los demás recursos que cobran en el mismo mercado? | La comparación bajo la misma representación del sistema, con tecnologías, duraciones, nodos, fechas e hibridaciones |
¿Cuánto cuesta aquí cada configuración? | Costo localizado de inversión, operación y reposiciones, con degradación explícita; impuestos y financiamiento representados en los flujos correspondientes |
¿Qué beneficio crea, cuánto cobra y qué retorno produce en distintos futuros? | Las 3 magnitudes y las 2 evaluaciones; flujos de caja, valor actual neto (VAN), tasa interna de retorno (TIR), cobertura de la deuda y exposición a escenarios adversos |
¿Qué hecho obliga a revisar la configuración y la inversión? | Indicadores y umbrales fijados antes de comprometer capital, con responsable y acción prevista, vigilados en desarrollo, contratación, construcción y operación |
Esta pieza sostiene que el riesgo decisivo de una inversión en almacenamiento se fija antes de construir: si conviene almacenamiento, con qué tecnología, de cuántas horas y en qué nodo. Evitarlo exige comparar configuraciones completas, representar su operación dentro del sistema, medir por separado el beneficio que crean y el ingreso que cobran, y volver a decidir cuando cambian las condiciones. El Decision System está diseñado para convertir esa evaluación en una capacidad permanente de quien invierte: qué construir, dónde, cuándo, con qué tecnología y en qué condiciones comprometer capital.
La pregunta para cada comité de inversión es directa: ¿puede sustentar hoy, con supuestos trazables y escenarios adversos, que la configuración en la que va a comprometer capital cumple los criterios de retorno y riesgo frente a las alternativas evaluadas, en el sistema en el que competirá?
Fuentes
Coordinador Eléctrico Nacional · Estudio de Almacenamiento de Energía en el SEN, agosto de 2023: https://www.bienesnacionales.cl/wp-content/uploads/2023/12/Coordinador-Electrico-Estudio-de-almacenamiento-de-energia-en-el-SEN-Agosto-2023.pdf
Secretaría de Energía de México · Convocatoria para la atención de proyectos estratégicos de generación y almacenamiento de energía eléctrica, DOF, 15 de mayo de 2026, numeral 18.2: https://sidof.segob.gob.mx/notas/docFuente/5787666, y su tercera modificación (SIDOF 5797703); PLADESE 2025–2039, capítulo 3, sección 3.4.1 y tablas 3.5 y 3.7: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/1042893/PLADESE_cap_3.pdf
Ministerio de Minas y Energía de Colombia · Resolución 40208, Diario Oficial 53.471, 24 de abril de 2026, artículos 7 y 9: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_minminas_40208_2026.htm, y su memoria justificativa; CREG · documento 901 225
CNE de Chile · Fijación de Precios de Nudo Promedio, Informe Técnico Definitivo, julio de 2026, tabla 17: https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2026/06/2026.06-ITD-PNP-julio-2026.pdf; Biblioteca del Congreso Nacional · Decreto 70, publicado el 5 de junio de 2024, artículo primero transitorio: https://www.bcn.cl/leychile/navegar?idNorma=1204012; Coordinador Eléctrico Nacional · Reliquidación del Balance de Potencia de Suficiencia 2024, revisión definitiva R04, junio de 2026, archivo InformeSUF24_DEF_v4.3, hoja Resumen: https://www.coordinador.cl/wp-content/uploads/2026/06/Reliquidacion-PSUF-2024_rel_def_R04.zip; Coordinador Eléctrico Nacional · Costo Marginal Real, archivos mensuales REAL-DEF de octubre de 2024 a septiembre de 2026: https://www.coordinador.cl/costos-marginales/; Coordinador Eléctrico Nacional · Informe de Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico 2025, abril de 2026: https://www.coordinador.cl/wp-content/uploads/2026/04/Informe-Monitoreo-2025.pdf; Generadoras de Chile · Boletín de octubre de 2025: https://generadoras.cl/wp-content/uploads/2025/12/BoletinGeneradorasdeChile_30112025.pdf; Systep · Reporte mensual del sector eléctrico, mayo de 2025, figura E.3: https://systep.cl/reporte-mensual-de-mayo-2025/
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Marcas: [V] verificado en la fuente · [D] derivado con el cálculo a la vista · [E] estimación con supuestos declarados · [H] hipótesis o ejemplo ilustrativo. En el libro de respaldo se identifican la fuente, el cálculo y el estado de cada afirmación. El cálculo del arbitraje se reproduce con el procedimiento, el manifiesto de archivos y los controles de entrada que se describen allí.
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