Con baterías de litio de origen chino, el primer parque de almacenamiento a gran escala del país empieza a operar en el AMBA para evitar cortes de luz en los picos de calor. Lo financian los usuarios con un cargo en la boleta. El Gobierno promete un ahorro neto para el sistema eléctrico.
Argentina entra en una nueva etapa energética. El sistema AlmaGBA, la primera iniciativa de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a gran escala, empieza a materializarse en el Área Metropolitana de Buenos Aires, con el objetivo de reforzar la red de Edenor y Edesur antes de que llegue el verano.
La respuesta al problema se llama ALMA-GBA y demanda una inversión superior a los USD 540 millones. El primer parque en avanzar es el de Central Puerto, en el nodo de Puerto Nuevo. Allí ya se instalaron 135 contenedores con baterías de litio de origen chino, sobre un terreno de 20.000 metros cuadrados frente al Río de la Plata.
Un corte fuera de temporada que encendió las alarmas
El plan cobró urgencia por un apagón inusual. La falla se originó en un interruptor de 220 kilovolts de la estación transformadora Malaver, de Edenor, en San Martín. El mecanismo que debía aislar el problema no respondió a tiempo y el desperfecto alcanzó también a clientes de Edesur. Llamó la atención el momento del año: los cortes suelen concentrarse en el verano, no en septiembre.
¿Qué es el parque y cómo funciona’
El proyecto de Central Puerto, BESS Nuevo Puerto, es el mayor de la primera tanda. Tiene 150 MW de potencia y 750 MWh de capacidad, equivalentes a cinco horas de descarga continua. Usa baterías de litio-ferrofosfato (LFP) del fabricante CATL, uno de los principales del mundo en esta tecnología.
La mecánica es simple. Las baterías se cargan de madrugada, entre seis y ocho horas, cuando el consumo es más bajo, y descargan la energía en los momentos de mayor demanda. Además, responden de manera casi instantánea, un recurso valioso en emergencias. Cammesa administra los ciclos de carga y descarga, y mientras se cargan las baterías actúan como una demanda más sobre la red.
El impacto en la factura de luz
Este es el punto que más interesa a los usuarios. El financiamiento no recae sobre las distribuidoras sino sobre los usuarios residenciales, mediante un cargo incorporado a la boleta. A cambio, según el esquema oficial, Cammesa evita comprar o importar combustibles o energía en los momentos de mayor tensión, lo que en términos netos representa un ahorro para el sistema.
Los números que circulan en el sector muestran por qué. La energía entregada por las baterías costaría menos de US$ 35 por MWh en el período de recarga de madrugada. Las importaciones desde Brasil llegan a US$ 180 el MWh y las térmicas más ineficientes, que solo entran en los picos, superan muchas veces los US$ 200.
En cuanto a los contratos, se firman directamente con las distribuidoras y Cammesa actúa como garante, un cambio de paradigma porque deja de ser la compradora. Los precios resultaron competitivos. Central Puerto ofertó US$ 10.161 por MW-mes, casi 40% por debajo del precio de referencia de US$ 15.000.
¿Quiénes más participan?
Central Puerto no está sola. Central Dock Sud instaló la mayor potencia entre las restantes, con 90 MW para abastecer a Edesur a US$ 12.815 por MW-mes. Eólica del Sur 3, de Coral Energía (Grupo Corven), obtuvo dos contratos de 50 MW cada uno en los nodos Pilar y Parque, ambos para Edenor. Central Puerto también desarrolla BESS Costanera, de 55 MW, con baterías LFP de CATL, destinado a Edesur.
Sobre la capacidad total adjudicada, las cifras varían según la fuente. Cammesa informó 713 MW adjudicados sobre 1.347 MW ofertados por el sector privado. Otras publicaciones hablan de 667 MW repartidos entre siete empresas.
Cronograma: qué entra y cuándo
Cammesa programó la incorporación de 229 MW en baterías entre agosto y octubre de 2026. Nuevo Puerto (150 MW) y Costanera (55 MW) están previstos para el 31 de octubre. Se espera que las primeras baterías estén operativas antes de Navidad, cuando comienza el período más crítico.
Otros proyectos tardarán más. Las empresas apuntan a que sus centrales operen en el primer semestre de 2027, ya que fabricar las baterías demanda de dos a tres meses y trasladarlas desde China otros dos.
El plan no termina en el AMBA
La Secretaría de Energía lanzó una segunda convocatoria, Alma SADI, para sumar 700 MW en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires fuera del AMBA, con una inversión estimada de USD 700 millones. El interior podría ser clave. Un informe de ingenieros de Cammesa concluyó que las baterías instaladas fuera del AMBA tienen un impacto proporcionalmente mayor, porque importan tanto la cantidad como la ubicación.
Dudas y advertencias
- Oferta de energía: Según el análisis de las empresas, hoy no existe un déficit estructural de generación. Las baterías no producen energía. Aportan respaldo rápido ante contingencias y picos.
- Riesgo operativo: El esquema contempla límites de utilización y penalidades cuando las baterías no están disponibles.
- Marco regulatorio: OLADE advierte que la falta de normas específicas limita la replicabilidad del modelo y la entrada masiva de capital privado y multilateral.
- Aceptación social: Genneia comenzó a dialogar con intendentes y autoridades provinciales para explicar la tecnología y responder dudas sobre seguridad e impacto.
El contexto regional
Argentina se suma a una tendencia latinoamericana. Chile inauguró el parque solar Quillagua, con 221 MWp y 1,2 GWh de almacenamiento, el mayor de la región con baterías. Argentina ya adjudicó más de 1.400 MW mediante mecanismos competitivos, mientras México proyecta sumar 2.216 MW hacia 2030.
Qué esperar
El arranque de este primer parque es una prueba de fuego para la política de almacenamiento. Si las baterías cumplen en los picos del verano, el modelo podría extenderse a todo el país. Si no, crecerán las críticas sobre el costo trasladado a la boleta. Los usuarios, mientras tanto, esperan que el verano 2026-2027 llegue con menos cortes.