El riesgo regulatorio frena inversiones y las baterías solo despegarán cuando exista un mercado real de servicios complementarios. Esa fue la conclusión repetida, aunque con matices distintos, por los representantes de Acciona Energía, ENGIE y Zelestra durante el panel “Proyectos renovables y servicios complementarios: problemática y oportunidades de inversión”, moderado por César Butrón, presidente del COES, en el Smart Energy Summit 2025.
La primera tensión surgió al analizar la obligatoriedad de inercia sintética y regulación primaria de frecuencia (RPF) para proyectos renovables, aún sin un mercado que remunere esos servicios. Alejandra Machuca, gerente de Asuntos Regulatorios para Latam de Zelestra, fue directa: “Solo requerimientos obligatorios lo que hacen es encarecer el CAPEX”. Recordó que, a diferencia de la inercia sintética –que en Perú marca un inicio claro a partir de 2028–, la RPF “casi que iniciando el partido se nos cambian las reglas del juego”, afectando proyectos avanzados o ya en operación. “Cuando a mí me cambian las reglas del juego, eso amenaza la estabilidad jurídica… la banca lo ve y encarece el capital”, advirtió
Para Gabriel Souza, jefe de Desarrollo de Negocios de ENGIE, los 24 meses otorgados para la adecuación “es mejor que no tenerlos”, pero no elimina el golpe inicial: “a partir del momento en que tomamos la decisión de inversión, ese CAPEX no estaba”. Aun así, destacó que el plazo permite evaluar opciones más eficientes, desde instalar baterías hasta delegar el servicio a un tercero. “El cambio regulatorio a mitad del camino no es bueno, pero hay señales que ayudan a minimizarlo”, apuntó.
Eduar Salinas, jefe comercial de Acciona Energía, fue más tajante: “24 meses todavía queda corto”. Para los proyectos en etapa temprana, agregó, el sobrecosto “sí podría ser un deal breaker”. Lo explicó en términos comerciales: “Estamos al límite en el LCOE de las tecnologías… un 5% o 6% adicional podría retrasar la decisión de inversión”.
Cuando se imaginó un escenario con un mercado completo –inercia, RPF, RSF, rampas, arbitraje y reconocimiento de potencia firme–, el tono cambió. “Sería bastante atractivo para todos los generadores”, afirmó Salinas. Machuca recordó que, internacionalmente, una batería funciona gracias a múltiples fuentes de ingreso: “En Chile, el arbitraje es 40%, la potencia firme, otro 60%”. Souza añadió que, con alta penetración solar, “la batería va a ser imprescindible para hacer shifting de energía (desplazar el consumo eléctrico a horas de menor demanda para ahorrar costos y aliviar la red)”.
Los citados en la materia concluyeron unánimemente: sin un reglamento de servicios complementarios, claro y completo, las renovables seguirán en pausa y el sistema perderá confiabilidad. “Es completamente crítico para el desarrollo del sistema… hay que perseguir al Ministerio [de Energía y Minas] para que salga y salga bien”, cerró Butrón.
