Baterías anti-apagones: los detalles del plan que ideó el Gobierno para evitar los cortes de luz en el verano

Entre las 20 y las 21 horas del sábado 19 de septiembre, un apagón masivo dejó sin electricidad a casi 600.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La falla se originó en un interruptor de 220 kilovolts de la estación transformadora Malaver, una instalación de Edenor ubicada en el partido bonaerense de San Martín. El mecanismo que debería haber aislado el problema de forma automática no respondió a tiempo, y el desperfecto se extendió hacia otros puntos de la red hasta afectar también a clientes de Edesur.

El corte llamó la atención por el momento del año: la temporada alta para los cortes de luz suele ocurrir durante el verano, no en septiembre. Pero el episodio expone un problema estructural que el Gobierno intenta resolver antes de que llegue el pico de calor. La respuesta se llama ALMA-GBA, la primera iniciativa de almacenamiento de energía a gran escala del país, basada en sistemas de baterías de última generación, con una inversión que supera los USD 540 millones.

El desfase entre oferta y demanda tiene historia. Durante aproximadamente 20 años, la infraestructura eléctrica del país no acompañó el crecimiento del consumo. La desregulación del mercado mayorista, impulsada desde 2024 mediante la Resolución 400 de la Secretaría de Energía, buscó corregir ese rumbo al devolver a las distribuidoras su rol de contratación directa. “No se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, consignó el Gobierno en documentos oficiales vinculados al proceso.

El AMBA concentra hoy el 40% de la demanda eléctrica nacional. Según el Monitor Eléctrico de agosto de 2026 elaborado por la sociedad de bolsa Ricsa, la región consumió 4.954 GWh ese mes, con una suba interanual del 6,5%. El incremento no respondió a factores climáticos: la temperatura media de agosto fue de 12,3 ℃ (54,1 ℉), apenas por debajo del promedio histórico.

El mayor consumo se explica, entonces, por variables estructurales: más electrodomésticos, más equipos de climatización, más conectividad.

Los especialistas coinciden en el diagnóstico: el problema no está en la generación de energía sino en la capacidad de la infraestructura para distribuirla.

La Argentina no tiene déficit de oferta. Hay gas, agua, viento, sol. Lo que falla es la capacidad de la red para transportar esa energía hasta los hogares en los momentos de mayor demanda.

El fenómeno de El Niño da margen para el verano, pero no elimina el riesgo

Para la temporada que se aproxima, El Niño ofrece cierto alivio: las proyecciones indican temperaturas por debajo de la media histórica, lo que reduce la probabilidad de una sobreexigencia generalizada del sistema. Sin embargo, lo que pone en jaque a la red no son las temporadas cálidas en sí mismas, sino los días de calor extremo sostenido durante varias jornadas consecutivas. Esos picos puntuales son los que generan los cortes, y son también los que el sistema de baterías está diseñado para amortiguar.

En invierno, el gas se prioriza para calefacción y encarece la generación; en verano, la disponibilidad es mayor y los precios bajan, pero la infraestructura de distribución llega a sus límites físicos.

Cómo funcionan los BESS

La solución técnica se llama BESS, sigla en inglés de Battery Energy Storage System (sistema de almacenamiento de energía en baterías).

La lógica es simple: en los momentos de baja demanda —la madrugada o el mediodía—, las baterías se cargan con energía tomada de la red, un proceso que insume entre seis y ocho horas. Cuando la demanda sube y la red se tensa, las baterías descargan la energía almacenada durante cinco horas y funcionan como un reservorio que amortigua los picos.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) administra los ciclos de carga y descarga. Las empresas adjudicatarias no operan a discreción, sino que reciben un pago fijo por disponibilidad —cobran por tener las baterías cargadas y listas— y es el regulador quien decide cuándo y cómo se despacha la energía. El sistema contempla uno o dos ciclos diarios, con equipos instalados en distintos puntos: algunos se destinan al pico de la mañana y otros al de la noche.

Existe una particularidad técnica relevante: en el momento en que las baterías se cargan, actúan como una demanda más sobre la red. Si ese proceso ocurriera durante las horas pico, agravaría el problema en lugar de resolverlo. Por eso la carga está planificada para horarios de bajo consumo, cuando la red tiene holgura suficiente para absorberla.

El sistema permitirá también absorber excedentes de generación, mitigar la variabilidad de la red y brindar servicios auxiliares que mejoran la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Las baterías tienen, además, una respuesta casi instantánea, un recurso valioso para situaciones de emergencia.

La licitación adjudicó un 40% más del objetivo inicial

El proceso licitatorio ALMA-GBA convocó a 15 empresas que presentaron 27 proyectos por un total de 1.347 MW. Se adjudicaron finalmente 713 MW de capacidad de almacenamiento, por encima del objetivo inicial de 500 MW.

Los contratos se celebraron con Edenor y Edesur como distribuidoras, con Cammesa como garante de pago de última instancia.

Los proyectos están ubicados en nodos estratégicos de la red del AMBA, en respuesta a una limitación concreta: la imposibilidad de bajar oferta de alta tensión hacia el interior del área metropolitana desde ciertos puntos de la red. Por eso las instalaciones se concentran en ubicaciones como Puerto Nuevo, Costanera y Dock Sud, nodos críticos donde la energía almacenada puede inyectarse directamente donde más se necesita.

La potencia adjudicada a la zona norte, correspondiente a Edenor, supera levemente a la del sur, bajo jurisdicción de Edesur.

El financiamiento no recae sobre las distribuidoras sino sobre los usuarios residenciales, mediante un cargo incorporado a la boleta de luz. A cambio, Cammesa evita la compra o importación de combustibles o energía durante los momentos de mayor tensión del sistema, lo que en términos netos representa un ahorro para el sistema.

Los proyectos estarán listos antes de fin de año

Infobae recorrió uno de los proyectos con mayor avance: el de Central Puerto, adjudicataria de dos instalaciones, con un 70% de progreso. La empresa tiene un régimen de descarga de cinco horas —la regulación fijaba un mínimo de cuatro, pero permitía capturar mayor margen con una inversión adicional— y un horizonte de vida útil de 15 años para ambos proyectos.

En el emplazamiento de Puerto Nuevo, sobre un terreno de 20.000 metros cuadrados frente al Río de la Plata, ya se instalaron 135 contenedores con baterías de litio de origen chino —China es el principal productor mundial de los materiales necesarios para esta tecnología—. El proyecto requirió el tendido de 130 kilómetros de cables. La inversión para los proyectos de Central Puerto ronda los USD 150 millones, mientras que el proyecto de Costanera, también operado por la misma compañía, demandó unos USD 50 millones adicionales.

La inauguración está prevista para antes de fin de año, lo que implica que el sistema debería estar operativo antes del verano, en el momento en que la demanda comienza a escalar.

El resto de las empresas que se repartieron el AMBA

Además de Central Puerto, otras ocho compañías completan el mapa de baterías del área metropolitana:

• En el nodo de Dock Sud, Central Dock Sud instaló la mayor potencia entre las firmas restantes, con 90 MW para abastecer a Edesur a un precio de USD 12.815 por MW-mes.
• MSU Green Energy se quedó con el proyecto de mayor tamaño después de Central Puerto: 150 MW en el nodo Matheu, para Edenor, a USD 11.290 por MW-mes. La compañía había sumado además un segundo contrato, BESS Oro Verde, por 30 MW en Edenor, pero ese proyecto fue dado de baja y ya no forma parte del esquema vigente.
• Eólica del Sur 3 obtuvo dos contratos gemelos de 50 MW cada uno en los nodos Pilar y Parque, ambos para Edenor, con precios de USD 11.979 y USD 11.461 por MW-mes respectivamente.
• Genneia se adjudicó 40 MW en el nodo Maschwitz, también bajo Edenor, a USD 12.303 por MW-mes.
• Aluar completó 30 MW en San Fernando, a USD 12.590 por MW-mes.
• Rowing y Sullair se sumaron en una segunda ronda de adjudicaciones, con condiciones de precio más ajustadas. Rowing, del empresario Walter Román, ganó dos proyectos en Edesur, 22 MW en Brown y otros 22 MW en Glew, a USD 12.591 y USD 12.400 por MW-mes. Sullair, por su parte, obtuvo 24 MW en el nodo Chingolo, también en Edesur, al mismo precio que Rowing en Brown.
• Con la baja del proyecto Oro Verde, la potencia firme del programa quedó en 683 MW, distribuidos entre nueve empresas y once instalaciones activas en los nodos críticos del AMBA.

El esquema de baterías del AMBA es la primera etapa de un plan más amplio. La Secretaría de Energía ya lanzó una segunda convocatoria, Alma SADI, para incorporar 700 MW adicionales de almacenamiento en nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y Buenos Aires fuera del AMBA, con una inversión estimada de USD 700 millones.

La adjudicación de esa segunda etapa ya repartió los primeros 700,5 MW entre cinco empresas, con un cronograma que toma como referencia el 1 de enero de 2027 para el inicio de operaciones.