El 1 y 2 de octubre estuvimos en el 2° Congreso de Almacenamiento de Energía, organizado por FISE en Medellín. Industria, autoridades, inversionistas y expertos nacionales e internacionales hablaron dos días de regulación, de sistemas BESS y de modelos de negocio, y la conclusión fue clara: la pregunta ya no es si el almacenamiento llegará a Colombia, sino qué tan rápido se puede llevar a escala.
Hay dos razones para que la conversación haya cambiado. La primera es regulatoria: desde junio, Colombia tiene por primera vez un marco completo para conectar baterías al Sistema Interconectado Nacional, la Resolución CREG 101 113 de 2026. La segunda es de precio. En este artículo explicamos qué permite la resolución, qué les exige a los equipos y qué falta para que todo esté operando.
Lo esencial, en 30 segundos
- La Resolución CREG 101 113 se expidió el 19 de junio de 2026 y rige desde su publicación en el Diario Oficial del 22 de junio. Deroga la CREG 098 de 2019.
- Abre tres formas de conectar baterías a la red: como activo de red, como BESS independiente (desde 5 MW, con venta en bolsa) o en un recurso híbrido junto a una planta solar, eólica o de otro tipo.
- Desde 1 MW, el inversor de la batería tiene que ser formador de red (GFM), con inercia sintética, aporte de cortocircuito y arranque autónomo. Por debajo de 1 MW basta un seguidor de red (GFL).
- En autogeneración bajo la CREG 174 de 2021, la batería no aumenta la capacidad que se pide al operador de red, pero hay que demostrar el control que lo garantiza.
- Faltan los acuerdos del CNO y los ajustes del despacho y del mercado para que todo arranque.
1. Por qué el almacenamiento dejó de ser una conversación sobre el futuro
Durante años, el obstáculo para el almacenamiento en Colombia fue doble: no había reglas claras para conectarlo y las baterías eran caras. Las dos cosas cambiaron casi al mismo tiempo.
En precio, la encuesta anual de BloombergNEF de diciembre de 2025 encontró que los paquetes de baterías para almacenamiento estacionario bajaron en promedio a 70 USD/kWh, un 45 % menos que en 2024. Fue la caída más fuerte de todos los segmentos, y por primera vez el estacionario quedó como el más barato del mercado, por debajo del promedio general de 108 USD/kWh. BloombergNEF lo atribuye al exceso de capacidad de fabricación de celdas, a la competencia y al paso hacia la química de litio-ferrofosfato (LFP).
Ese es el precio del paquete de baterías, no el de un sistema instalado. A un proyecto real hay que sumarle inversores, transformación, protecciones, obra civil y conexión. Pero la parte que antes hacía inviables muchos proyectos se abarató casi a la mitad en un año.
El uso también cambió. Ya no se trata solo de guardar los excedentes de un sistema solar: una batería conectada a la red da flexibilidad, respaldo, estabilidad de tensión y frecuencia, ayuda a integrar renovables, a gestionar la demanda y a aliviar congestiones. La resolución recoge justamente esos usos.
2. Las tres formas de conectar una batería a la red
La resolución llama a estos sistemas SAEB, por sistema de almacenamiento de energía eléctrica con baterías. Es lo que en la industria se conoce como BESS, como los sistemas de almacenamiento BESS que suministramos. Incluye las baterías y también sus equipos de conexión, corte, control y protección, la electrónica de potencia y la medición. Y define tres modalidades:
| Activo de red | BESS independiente | Recurso híbrido | |
|---|---|---|---|
| Qué es | Una batería que forma parte de la red de transmisión o distribución (STN, STR o SDL) | Una batería que no comparte conexión con ninguna planta y tiene sus propias fronteras de carga y descarga | Una planta de generación con batería dentro de sus instalaciones y una sola frontera de generación |
| Tamaño | Sin límite | 5 MW o más | Sin límite |
| Quién la promueve | En STN y STR, el Ministerio y la UPME en el plan de expansión (en STN se adjudica por convocatoria; en STR, primero se le ofrece al OR). En el SDL, el operador de red, con aval de la UPME | Un inversionista, representado en el mercado por un agente generador | El dueño de la planta: un parque solar, eólico o un autogenerador |
| Cómo gana dinero | Remuneración regulada como activo de uso | Venta en bolsa y servicio de regulación secundaria de frecuencia (AGC) | Mejora el despacho y el aprovechamiento de su propia planta |
Como activo de red
Aquí la batería se trata como una pieza más de la red. Para clasificarla así, su necesidad tiene que estar identificada para cumplir uno o varios propósitos que la resolución enumera: postergar inversiones en infraestructura, mejorar la tensión, la frecuencia o la forma de onda, dar soporte ante contingencias, gestionar congestiones, sostener la frecuencia en islas o complementar el esquema de desconexión automática de carga. Debe cumplir un máximo de 175 horas anuales de indisponibilidad.
Como BESS independiente
Es la modalidad que más interés despertó en el Congreso, porque abre un negocio nuevo: una batería de 5 MW o más que compra energía cuando está barata y la vende en bolsa cuando sube, o que oferta regulación secundaria de frecuencia. Debe estar representada por un agente generador, aunque el dueño puede ser cualquier persona natural o jurídica. Está obligada a prestar regulación primaria de frecuencia, y no participa en el cargo por confiabilidad.
Como recurso híbrido
La batería se instala junto a cualquier tipo de planta, comparte su conexión y el conjunto se trata como una sola planta. Es el caso de un parque solar que quiere guardar la energía del mediodía para entregarla en la noche, y también el de un autogenerador que suma baterías a su sistema fotovoltaico. Para los parques solares y eólicos hay un cambio importante: al funcionar como híbridos, cuando terminen los plazos de implementación de los acuerdos del CNO pierden la excepción que tenían para no prestar regulación primaria de frecuencia.
3. Qué le exige la resolución al equipo
Esta es la parte que más pesa al especificar o comprar un BESS, porque la resolución no deja los requisitos técnicos para después: los define según la capacidad nominal de la batería y los mide en el punto de conexión.
Menos de 1 MW: seguidor de red (GFL)
El inversor puede ser seguidor de red (grid following), el diseño convencional, que necesita una red estable para sincronizarse. Debe dar soporte de tensión y de frecuencia, permanecer conectado ante fallas (fault ride through), responder rápido en corriente activa y reactiva, en secuencia positiva y negativa, y contar con supervisión.
1 MW o más: formador de red (GFM)
Desde 1 MW, el inversor tiene que ser formador de red (grid forming): capaz de generar y mantener por sí mismo una tensión y una frecuencia estables, incluso cuando no hay generación síncrona conectada. La lista de requisitos es larga. Estos son los que más condicionan la elección del equipo:
- Operar estable con una relación de cortocircuito (SCR) entre 1,2 y 20 y una relación X/R entre 2,4 y 30, es decir, también en redes débiles.
- Soportar un ROCOF de hasta 5 Hz/s y cambios de ángulo de tensión de hasta 60°.
- Aportar al menos 1,5 veces su corriente nominal durante 5 segundos en las fallas, tanto en corriente activa como reactiva.
- Dar inercia sintética, con una respuesta inercial de al menos 3 segundos.
- Reservar al menos el 3 % de la potencia del inversor para regulación primaria durante 1 minuto, con banda muerta ajustable de 0 a 120 mHz y estatismo de 2 % a 6 %.
- Tener capacidad de arranque autónomo: energizar de forma secuencial una parte del sistema que se apagó por completo.
- Cumplir las curvas de permanencia ante huecos y sobretensiones (LVRT, HVRT, TOVRT) y ante variaciones de frecuencia (LFRT, HFRT), sin cesar la inyección de corriente.
- Tener modelos EMT del equipo y supervisión, con las variables que pide la resolución: potencia activa y reactiva, nivel de carga y descarga y energía máxima disponible, entre otras.
Los tiempos son exigentes: el tiempo de respuesta debe ser menor a 8 ms y el de establecimiento, de máximo 3 ciclos (50 ms). Por eso, al cotizar un sistema BESS de 1 MW o más, la primera pregunta para el fabricante es si su inversor es GFM y si puede demostrar estos puntos con certificados y simulaciones.
La transición para los híbridos
Los recursos híbridos que entren en operación hasta el 31 de diciembre de 2029 instalan la batería con inversor seguidor de red (GFL). Y los proyectos que ya estaban operando, en trámite de conexión o con punto de conexión aprobado al publicarse la resolución pueden mantener el diseño de batería que ya habían definido. Desde el 1 de enero de 2030 aplica la regla general: GFL por debajo de 1 MW y GFM desde 1 MW.
¿Está especificando un BESS?
En GNS Electric Supply suministramos sistemas de almacenamiento de energía en baterías para parques solares y eólicos, autogeneración e industria, con los equipos de conexión, corte y protección que los acompañan. Le ayudamos a definir la modalidad de conexión y a contrastar la hoja técnica del fabricante con lo que exige la Resolución CREG 101 113.
4. Si usted es autogenerador: baterías con su sistema solar
Para quien tiene o está montando un sistema solar de autogeneración bajo la Resolución CREG 174 de 2021, la resolución deja cuatro reglas concretas:
- La batería no aumenta la capacidad que se solicita. La capacidad de conexión depende solo del sistema de generación (su capacidad nominal o la potencia máxima declarada). La potencia máxima declarada se aplica al conjunto de generación y batería en el punto de conexión.
- Hay que demostrar el control. En la documentación de la solicitud hay que adjuntar el sistema de control de la batería y explicar cómo se garantiza que no se superará la potencia máxima declarada. El operador de red lo verifica en el trámite y en la visita.
- Hay que cargar las pruebas de la batería. Los requisitos se demuestran con pruebas simuladas y certificados de fabricante, según defina el CNO. Las simulaciones las hace una empresa, universidad o centro de investigación que usted elija, con un informe firmado por un ingeniero con matrícula vigente y una declaración juramentada.
- No se exige supervisión a los autogeneradores a pequeña escala, a la generación distribuida ni a las comunidades energéticas.
En la práctica, el diseño del control de inyección y la documentación de la batería pasan a ser parte del trámite de conexión. Conviene resolverlos desde el diseño y no en la visita. Y las protecciones del punto de conexión siguen el Acuerdo CNO 2233, que explicamos en otro artículo.
5. Lo que falta para que todo arranque
La resolución rige desde el 22 de junio de 2026, pero varias piezas dependen de desarrollos que ya están en marcha:
- El CNO tiene 7 meses desde la publicación para expedir los acuerdos técnicos: conexión, protecciones, supervisión, parametrización y pruebas de los SAEB. Ese plazo vence en enero de 2027.
- El CND, el ASIC y el LAC tienen 12 meses para ajustar el despacho, el AGC, la liquidación y la facturación a los BESS independientes.
- Los BESS independientes empiezan a operar en el mercado cuando la CREG lo informe por circular, una vez cumplidos esos hitos.
La ventana de 2026 y 2027 es, por eso, la de diseñar, especificar y tramitar. Los proyectos que lleguen con el equipo bien elegido y la documentación lista son los que van a entrar primero.
6. Lista de chequeo para especificar un BESS
- Modalidad de conexión definida: activo de red, independiente (5 MW o más) o híbrido.
- Capacidad nominal en el punto de conexión y, con ella, el tipo de inversor: GFL o GFM.
- Si es GFM: SCR, X/R, ROCOF, aporte de corriente de 1,5 veces la nominal por 5 s, inercia sintética y arranque autónomo, demostrables.
- Curvas LVRT, HVRT, TOVRT, LFRT y HFRT del inversor.
- Regulación primaria: reserva del 3 %, banda muerta y estatismo ajustables.
- Modelos EMT del fabricante y certificados de laboratorio o de fábrica.
- Eficiencia de ciclo completo medida en el punto de conexión, incluidos los servicios auxiliares (en STN y STR la fija la UPME).
- Supervisión y comunicaciones con las variables que exige la resolución, cuando aplique.
- En híbridos: el control que limita la inyección a la potencia máxima declarada.
El almacenamiento ya llegó. Ahora el reto es escalarlo
Así cerramos el Congreso, y así lo vemos desde GNS Electric Supply. Las reglas están escritas, las baterías cuestan casi la mitad que hace un año y los primeros proyectos se están diseñando ahora. Queremos estar en esa conversación y, sobre todo, ser parte, junto a nuestros socios estratégicos, de los proyectos que vienen: con el suministro de los sistemas BESS y de todo lo que los conecta a la red, y con la asesoría para que cumplan desde el diseño.
Preguntas frecuentes
¿Qué regula la Resolución CREG 101 113 de 2026?
Define las reglas de instalación, operación y aspectos comerciales de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) que se conectan al Sistema Interconectado Nacional. Fue expedida el 19 de junio de 2026, rige desde su publicación en el Diario Oficial 53.530 del 22 de junio de 2026 y deroga la Resolución CREG 098 de 2019.
¿Puedo agregar baterías a mi sistema solar de autogeneración?
Sí. Bajo la Resolución CREG 174 de 2021, el conjunto queda como un recurso de generación híbrido. La capacidad que solicita al operador de red depende solo del sistema de generación, no de la batería, y en la solicitud debe explicar el sistema de control que garantiza que no se superará la potencia máxima declarada. Si entra en operación hasta el 31 de diciembre de 2029, la batería se instala con inversor seguidor de red (GFL), cualquiera que sea su tamaño; y a los autogeneradores a pequeña escala no se les exige supervisión.
¿Qué diferencia hay entre un BESS GFL y uno GFM?
Un inversor seguidor de red (GFL) necesita una red estable para sincronizarse. Uno formador de red (GFM) genera y mantiene su propia tensión y frecuencia, incluso sin generación síncrona conectada. La resolución admite GFL en baterías de menos de 1 MW y exige GFM desde 1 MW (los híbridos que entren en operación hasta 2029 tienen transición), con aporte de inercia sintética, corriente de cortocircuito de al menos 1,5 veces la nominal durante 5 segundos y capacidad de arranque autónomo.
¿Desde cuándo puede un BESS independiente vender energía en bolsa?
Las reglas ya están escritas, pero empiezan a aplicarse cuando la CREG lo informe por circular, después de que el CND, el ASIC y el LAC ajusten sus procedimientos (plazo de 12 meses desde la entrada en vigencia) y el CNO expida sus acuerdos técnicos (plazo de 7 meses desde la publicación). Aplica a sistemas de 5 MW o más, representados por un agente generador.
¿Cuánto cuestan hoy las baterías para almacenamiento estacionario?
Según la encuesta anual de BloombergNEF de diciembre de 2025, el precio promedio de los paquetes de baterías para almacenamiento estacionario bajó a 70 USD/kWh en 2025, un 45 % menos que en 2024, y por primera vez fue el segmento más barato del mercado. Es el precio del paquete de baterías; un sistema instalado suma inversores, transformación, protecciones, obra y conexión.
Fuentes: Comisión de Regulación de Energía y Gas, Resolución CREG 101 113 de 2026 (19 de junio de 2026; Diario Oficial 53.530 del 22 de junio de 2026), artículos 3, 4, 16, 44 a 48, 60, 61, 63, 71 a 73, 106 y 108; BloombergNEF, encuesta anual de precios de baterías de iones de litio, diciembre de 2025; FISE, 2° Congreso de Almacenamiento de Energía, Medellín, 1 y 2 de octubre de 2026. Este artículo es un resumen orientado a la especificación de equipos; para su proyecto rigen el texto de la resolución, los acuerdos del CNO que la desarrollen y lo que acuerde con su operador de red.