Con casi 2 GW de proyectos solares bajo contratos firmados en Colombia, Sungrow identifica una tendencia entre algunos desarrolladores: construir centrales fotovoltaicas preparadas para incorporar sistemas de almacenamiento energético (BESS) dos o tres años después, postergando así parte de la inversión inicial.
Durante Future Energy Summit (FES) Colombia 2026, Héctor Núñez, director comercial de Sungrow para el norte de Latinoamérica, explicó que esta estrategia ya se aplica mediante inversores centrales con conexiones en corriente continua (DC), en un mercado donde la evolución de los mecanismos de contratación y remuneración del almacenamiento puede influir en las decisiones de inversión.
“No tienes que comprar una batería el día cero, sino que puedes ponerla dos o tres años después, porque ese sistema ya estaría listo para acoplar ese almacenamiento”, señaló.
Esta modalidad resulta especialmente relevante para aplicaciones de arbitraje energético y desplazamiento horario de generación, que permiten almacenar electricidad producida durante las horas de radiación solar y utilizarla posteriormente.
Desde el punto de vista financiero, preparar una central para integrar BESS no equivale a financiar el almacenamiento desde el comienzo. La decisión de incorporar baterías puede quedar sujeta a la evolución de los ingresos esperados, los costos de los equipos y las condiciones de conexión a la red.
La alternativa tampoco elimina las evaluaciones técnicas necesarias para una futura ampliación, pero permite anticipar parte de los requerimientos de integración entre la planta fotovoltaica y el sistema de almacenamiento.
Esta discusión adquiere relevancia después de que Colombia incorporara almacenamiento en su mecanismo de contratación de energía limpia.
En julio de 2026, el Ministerio de Minas y Energía anunció la adjudicación de 995 MW de generación solar y cerca de 100 MW de almacenamiento con baterías, en el marco de un proceso de contratación de energías limpias.
La convocatoria representó un avance para las instalaciones híbridas al incorporar baterías en contratos de largo plazo, una condición que puede facilitar la evaluación financiera de este tipo de proyectos.
“Creo que será el detonante para que, de aquí en adelante, todos los proyectos sean considerados con almacenamiento”, afirmó Núñez.
Sin embargo, considerar baterías en el diseño de una central no implica necesariamente instalarlas desde su construcción. El desarrollo de configuraciones preparadas para una integración posterior permite mantener abiertas distintas alternativas comerciales.
En este punto, Sungrow identifica dos modalidades tecnológicas: AC coupling, que integra las baterías mediante conexiones en corriente alterna, y DC coupling, que permite vincularlas mediante una arquitectura de corriente continua.
La selección depende de las características de cada proyecto, los equipos existentes y los servicios que se pretenda prestar. En particular, el acoplamiento en corriente alterna puede ofrecer mayor flexibilidad para determinadas aplicaciones de red, mientras que las configuraciones en continua pueden resultar atractivas para desplazar generación fotovoltaica hacia otros horarios.
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La posibilidad de postergar el almacenamiento cobra especial importancia cuando los ingresos previstos provienen principalmente de la venta de energía, sin una remuneración adicional suficientemente definida para otras prestaciones de las baterías.
El valor económico de las baterías más allá del arbitraje
Colombia avanzó en junio de 2026 con la Resolución CREG 101 113, que establece reglas para integrar sistemas de almacenamiento con baterías al Sistema Interconectado Nacional, tanto asociados a generación como mediante instalaciones independientes.
La normativa contempla aspectos técnicos, operativos y comerciales de estas tecnologías. No obstante, la discusión sectorial también gira en torno a las condiciones económicas que permitirán aprovechar sus diferentes servicios.
“¿Por qué no remunerar o establecer una tarifa para estos servicios complementarios que definitivamente ayudarían a amortizar estos proyectos con almacenamiento?”, planteó el representante de Sungrow.
A diferencia del arbitraje, que depende de las diferencias de valor de la energía entre horarios, los servicios complementarios permiten utilizar las baterías para funciones como regulación de frecuencia y soporte a la estabilidad del sistema.
El reconocimiento económico de estas prestaciones puede modificar la estructura de ingresos de un proyecto y, por lo tanto, influir en la decisión de instalar almacenamiento desde el inicio o incorporarlo posteriormente.
En paralelo, Núñez destacó las posibilidades de desarrollar BESS stand-alone, independientes de las centrales renovables, para atender restricciones en nodos críticos de la red.
“Hay redes críticas que ya están colapsadas y no queremos tener un curtailment el día de mañana. ¿Por qué no considerar un sistema de almacenamiento para regular frecuencia y otras variables en esos nodos críticos?”, expresó.
El planteamiento amplía el alcance del almacenamiento más allá de su integración con parques solares y abre la discusión sobre mecanismos de contratación específicos para atender necesidades del sistema eléctrico.
De cara a 2027, Sungrow espera una mayor actividad fotovoltaica en Colombia, después de un 2026 que, según la compañía, registró resultados comerciales positivos en el suministro de inversores.
Aunque evitó establecer una cifra de nueva capacidad hacia 2030, Núñez consideró que el mercado podría incorporar varios gigavatios adicionales de energía solar acompañados por baterías.
En ese escenario, el momento de incorporación del almacenamiento se convierte en una decisión económica y tecnológica relevante: instalarlo junto con la planta para aprovechar desde el inicio sus prestaciones o preparar la infraestructura para incorporarlo cuando las condiciones de contratación y remuneración lo justifiquen.
Por Emilia Lardizabal
Por Energía Estratégica
Por Matías Medinilla
