La revisión de la tecnología de referencia del WEM identifica al gas como la opción de menor costo a partir de 2029-30. Según la metodología actual, la tecnología utilizada para fijar los precios de capacidad podría cambiar de baterías a gas a partir de 2029-30.

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La brecha de costos se amplió al aumentar el Requisito de Duración ESR de seis a siete horas. Los costos de las baterías aumentan con la duración, mientras que los costos fijos de las turbinas de gas se mantienen prácticamente sin cambios en la prueba de referencia.

Un índice de referencia basado en gas reduciría el Precio de Capacidad de Reserva de Referencia (BRCP) y disminuiría los ingresos futuros por capacidad para las nuevas baterías.

El BRCP de 2028-29 ya está fijado en $488.5k/MW/año, basado en una batería de seis horas. A partir de 2029-30, la elección de la tecnología de referencia cobra mayor importancia.

Los ingresos por capacidad forman la base del caso de negocio para el almacenamiento en el WEM, especialmente en los meses en que los ingresos por mercado spot son bajos. Un índice de referencia más bajo dejaría más parte de la inversión a recuperar a través de energía, FCESS y contratos.

Este artículo analiza cómo la Revisión de la Tecnología de Referencia podría cambiar los precios de capacidad en el WEM, qué significa un índice de referencia de gas para los ingresos de las baterías y por qué la contratación se está orientando más hacia la generación que al almacenamiento.

Resumen ejecutivo

• El gas podría reemplazar a las baterías como tecnología de referencia del WEM a partir de 2029-30. Según la metodología actual, esto reduciría los precios de capacidad para las nuevas baterías.
• El requisito ESR de siete horas inclina la comparación de costos aún más hacia el gas. Los costos de las baterías aumentan con la duración, mientras que los costos fijos de las turbinas de gas se mantienen prácticamente sin cambios en la prueba de referencia.
• Un BRCP más bajo reduciría la base de ingresos de las baterías en el WEM. Las nuevas baterías necesitarían obtener más valor de la energía, FCESS y contratos para cerrar el caso de inversión.
• Según la metodología actual, el gas es un 26% más barato que una batería de siete horas. La prueba de referencia se basa en el costo fijo por MW y no incluye un filtro de emisiones.
• La Licitación CIS 11 está orientando la contratación hacia la generación y no al almacenamiento. La licitación busca 1,8 GW de generación renovable sin un objetivo específico de almacenamiento independiente.

​Los ingresos por capacidad aún dejan un vacío de financiación

Los ingresos del RCM forman la base del caso de negocio para baterías en el WEM. Proporcionan soporte de capacidad en períodos en los que los mercados spot son débiles, reduciendo la dependencia de los ingresos por energía y FCESS.

En julio de 2026, este soporte sostuvo la estructura de ingresos. Las baterías de gran escala registraron ingresos de $38k/MW/año, con pagos del RCM representando el 115% del total de ingresos, ya que las ganancias del mercado spot cayeron a -$6k/MW/año.

Un BRCP más bajo impactaría directamente en la viabilidad financiera de las nuevas baterías. Los ingresos por capacidad constituyen la base de la estructura de ingresos, y la energía, FCESS y contratos deben cubrir el vacío restante.

Una batería de siete horas necesita $517k/MW/año para cubrir el CAPEX anualizado y los costos fijos de operación. Incluso en el escenario de alto precio de capacidad, los ingresos por capacidad dejan un déficit a lo largo de la vida útil del activo.

​Un requisito de siete horas cambia la comparación de costos de referencia

El cambio al gas se está considerando porque el requisito de almacenamiento ha cambiado. El WEM ESOO 2026 elevó el Requisito de Duración ESR de seis a siete horas, lo que altera el costo de la batería de referencia.

Los costos de las baterías aumentan directamente con la duración. Una batería de siete horas necesita más celdas, más energía almacenada y más capital inicial que una de seis horas. Los costos de las turbinas de gas se mantienen prácticamente sin cambios porque la prueba de referencia se basa en el costo fijo por MW.

La flota operativa no ha descargado, en promedio, durante toda la ventana de siete horas. De agosto de 2025 a julio de 2026, las baterías del WEM descargaron principalmente durante el pico vespertino, pero la producción disminuyó antes del final de la ventana del Requisito de Duración ESR.

Esto dificulta aún más la comparación de costos para las baterías. Según la metodología actual, la opción de menor costo ya no es una batería, sino una turbina de gas.

​El gas es un 26% más barato bajo la metodología actual

El índice de referencia se elige según el menor costo fijo anualizado por MW. Incluye costos de capital y operación fijos, pero no considera emisiones ni la operación esperada en el mercado energético.

Bajo esa metodología, una turbina de gas clase E que funcione con gas y diésel como respaldo es la candidata más barata. Las estimaciones de costos proxy de la Revisión de Tecnología de Referencia la sitúan en $345k/MW/año, un 26% por debajo de una batería de siete horas a $467k/MW/año.

Usar la base de costos específica para WA de la ERA da costos absolutos más altos, pero la relación se mantiene. El índice de referencia de gas entra a $398k/MW/año, frente a $517k/MW/año para una batería de siete horas.

El suministro de combustible es clave en el resultado del gas. Configuraciones de gas firme con conexiones laterales más grandes son más caras, mientras que la opción respaldada por diésel mantiene los costos fijos bajos. Cada hora extra de duración de la batería aumenta el costo de energía almacenada, por lo que el requisito de siete horas debilita el caso de las baterías como referencia.

​Un mercado más largo reduce aún más el RCP

Un índice de referencia basado en gas reduciría el BRCP, pero el Precio de Capacidad de Reserva también cae cuando el mercado tiene más capacidad de la requerida. La curva de demanda aplica un descuento al BRCP cuando los créditos de capacidad asignados superan el requisito de capacidad de reserva.

Ese efecto se acentúa en las previsiones a medida que nueva generación renovable, almacenamiento y capacidad respaldada por CIS entran al mercado. Los créditos de capacidad superan el requisito en 2028-29 y el excedente se amplía en la década siguiente.

Un mercado de capacidad bien abastecido tira del RCP por debajo del BRCP. Si el gas se convierte en la referencia, el WEM experimenta ambos efectos a la vez: menor costo de referencia y mayor descuento por exceso de capacidad.

​La Licitación CIS 11 apunta a la generación renovable

La última licitación CIS indica una prioridad de contratación diferente en el WEM. Rondas anteriores apoyaron almacenamiento y proyectos híbridos, pero la Licitación 11 apunta a generación renovable que pueda ser respaldada por almacenamiento, en lugar de capacidad de almacenamiento independiente.

La Licitación 2 adjudicó 654 MW / 2,6 GWh de almacenamiento despachable en marzo de 2025. Las Licitaciones 5 y 6 adjudicaron 1,9 GW de nueva generación eólica y solar junto con 482 MW / 3,7 GWh de almacenamiento en mayo de 2026.

La Licitación 11 busca 1,8 GW de generación renovable. Las ofertas abrieron el 27 de agosto de 2026, cierran el 22 de octubre de 2026 y se esperan adjudicaciones en marzo de 2027.

La contratación, por tanto, se orienta hacia el suministro de energía. El almacenamiento sigue teniendo un papel para respaldar esa generación, pero el déficit de capacidad independiente ya no es el principal objetivo del CIS en el WEM.

​La decisión sobre la referencia aún está abierta

El cambio al gas sigue siendo una recomendación. Ahora pasa a consulta antes de una decisión final, por lo que la tecnología de referencia para 2029-30 aún no está confirmada.

La referencia final dependerá del supuesto de costo del gas, el tratamiento de las emisiones y la decisión final del Coordinador.

El requisito de siete horas inclina la comparación de referencia hacia el gas, mientras que la contratación CIS se orienta hacia la generación más que al almacenamiento. Ambos factores apuntan a un caso de inversión en el WEM donde las baterías necesitan obtener más valor de energía, FCESS y contratos.

Para los inversores, la decisión sobre la referencia cambia cuánto ingreso deben recuperar las baterías fuera del RCM. Los ingresos por capacidad siguen siendo centrales para las baterías del WEM, pero no bastan para sostener todo el caso de negocio por sí solos.