El Caribe no podrá consolidarse como hub energético hacia 2030 si mantiene marcos regulatorios pensados únicamente para facilitar el ingreso de renovables. Esa fue una de las principales definiciones que dejó Ángel Alegría, Director Comercial de Schletter, durante FES Caribe, donde planteó que la región necesita "pasar de una regulación de transición energética a una regulación de integración”, donde solar y storage operen como soporte estructural de la seguridad eléctrica.
La definición llega en un momento donde esa evolución ya empieza a reflejarse en distintos mercados de la región. República Dominicana avanzó con la Resolución SIE-092-2025-LCE, que fijó condiciones técnicas y regulatorias para proyectos renovables con BESS, mientras que su última licitación adjudicó 325 MW bajo un esquema que incorporó baterías y prestación de servicios auxiliares.
Sin embargo, para Schletter el desafío no pasa solo por habilitar sistemas de baterías, sino por diseñar reglas que contemplen el nuevo rol que esos activos comenzarán a ocupar dentro del sistema.
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“En el momento de que los convirtamos en el centro de la matriz energética, automáticamente se convierten en un pilar de la seguridad energética”, sostuvo.
Ese razonamiento explica por qué el ejecutivo insistió en elevar también los estándares constructivos. En mercados donde renovables y almacenamiento asumirán funciones críticas, cualquier falla deja de ser un problema operativo menor para transformarse en un riesgo sistémico.
El mensaje encuentra correlato en el resto de la región. En Guatemala, la convocatoria PEG-5 adjudicó 1258 MW, de los cuales 671 MW correspondieron a proyectos solares con sistemas BESS, consolidando una de las señales más claras del nuevo paradigma utility scale en Centroamérica.
En Panamá, aunque el desarrollo regulatorio todavía está en una etapa intermedia frente a República Dominicana, el país ya incorporó formalmente los Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) dentro de su reglamento operativo, habilitó a las baterías como tecnología elegible dentro de su planificación y proyecta una subasta específica de 50 MW BESS para 2028.
En Honduras, la licitación de 1500 MW, aunque postergada hasta 2027, avanza hacia un rediseño con mayores exigencias técnicas y foco en confiabilidad operativa.
En conjunto, estos mercados ya movilizan 2546 MW en procesos donde el storage empieza a integrarse de manera estructural dentro del diseño eléctrico regional.
Pero Alegría advierte que incorporar baterías no alcanza si no se entiende la especificidad del Caribe.
“No tenemos la posibilidad de comprar energía de nuestros vecinos”, explicó.
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La condición insular de gran parte de estos sistemas eléctricos hace que la dependencia sobre activos locales sea mucho más alta que en otros mercados interconectados. Eso, sumado a la histórica exposición a combustibles importados, explica por qué las renovables aparecen como solución natural, aunque también obliga a elevar el estándar de resiliencia.
“Hay que poner el foco en que esas energías sean totalmente resilientes para garantizar así la seguridad energética del Caribe”, advirtió.
Ese concepto atraviesa toda la visión de Schletter. Para el ejecutivo, en el Caribe el foco ya no está simplemente en desplegar paneles solares.
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“Aquí no estamos solamente instalando módulos; estamos protegiendo activos”, remarcó.
La afirmación cobra todavía más peso con la evolución de los proyectos híbridos. El ingreso del almacenamiento elevó de forma significativa el CAPEX de los desarrollos y cambió completamente la ecuación de riesgo.
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“Ahora los activos son cada vez más costosos, requieren una inversión mayor; el CAPEX se dispara con la inclusión de las baterías”, afirmó.
Ese escenario redefine incluso el rol de componentes tradicionalmente menos visibles dentro de una planta.
“Si sufrimos un daño en las estructuras, podemos sufrir daños en los paneles y daños en las baterías”, explicó.
El análisis también se conecta con otro de los factores distintivos del Caribe: exposición a huracanes, ambientes altamente corrosivos y condiciones que obligan a pensar la infraestructura desde parámetros mucho más exigentes.
Mientras tanto, el debate regulatorio regional todavía tiene desafíos pendientes. Aunque mercados como República Dominicana avanzaron en la incorporación formal de las baterías, gran parte del sector todavía reclama esquemas más claros para monetizar servicios como arbitraje energético, peak shaving o black start, un punto clave para consolidar la bancabilidad de nuevos activos.
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Pero para Schletter el salto hacia 2030 no será únicamente regulatorio ni constructivo.
Alegría proyectó una transformación operativa impulsada por inteligencia artificial, donde las plantas abandonen el esquema estático con el que históricamente operaron.
“Esto nos va a permitir, en vez de tener plantas estáticas, pasar a un modelo en que se toman decisiones de acuerdo a las mediciones”, sostuvo.
La propuesta implica que trackers, storage y sistemas de control reaccionen dinámicamente según el clima, el histórico operativo de la planta y el estado instantáneo de la red.
“Va a permitir informarle al tracker en qué inclinación debe estar tanto para producir más como para proteger los activos; la batería en qué momento almacenar y en qué momento soltar”, detalló.
En otras palabras, Schletter plantea que el Caribe no necesita únicamente más renovables, sino una infraestructura capaz de responder en tiempo real a sistemas eléctricos cada vez más exigentes.
Y con más de 2546 MW en mercados donde el almacenamiento ya comenzó a ganar protagonismo, la región parece haber empezado ese camino.
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