Departamento de Medio Ambiente

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El almacenamiento por baterías (BESS) en Argentina a la luz de las experiencias mundiales, apuntes para su implementación y promoción

Emiliano Dicósimo^[1]

Introducción

El actual proceso de transición energética en Argentina ha implicado que las energías renovables no convencionales alcancen en diciembre de 2024 un 16,7% del abastecimiento de la demanda eléctrica. El continuo crecimiento en los parques de generación, principalmente eólicos y solares implica un desafío para los operadores del despacho de cargas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ante la intermitencia natural de estos tipos de energías. Por esta problemática han surgido a nivel mundial políticas públicas para el impulso de sistemas de almacenamiento a gran escala, como las centrales hidroeléctricas de bombeo, novedosos vectores energéticos (como el hidrógeno verde) y el almacenamiento por sistemas de baterías (BESS ).

Las primeras dos opciones han sido exploradas en Argentina, la central Río Grande está operativa desde 1986 y se han anunciado más de siete proyectos de hidrógeno verde, siendo la planta experimental de Hichico en Comodoro Rivadavia la única en operación comercial. Mientras que los anuncios superan los 17,6 GW de potencia instalada (IEA, 2024) y los objetivos establecidos por el gobierno implican poder producir cinco mega toneladas en 2050, de las cuales se exportarían cuatro mega toneladas, convirtiéndose en un actor relevante del mercado mundial e invirtiendo más de 90 mil millones de dólares (Secretaria de Asuntos Estratégicos, 2023). Mientras que los BESS tendrán su puntapié a partir de la convocatoria AlmaGBA de CAMMESA, con el objetivo de fortalecer el sistema eléctrico en el AMBA ante los picos de demanda, en un marco mundial de descenso anual de los costos de las baterías de un 40% en 2024, superando los 150 GW de capacidad instalada.

Es importante destacar que no es la primera vez que se menciona a esa tecnológica desde un actor con participación estatal como CAMMESA, en la convocatoria REN MDI (Resolución SE N° 36/2023) lanzada en febrero de 2023 y luego continuada con ALMA MDI lanzada a fines de 2023 (Resolución SE N° 906/2023) y con fecha de cierre en marzo de 2024. En Ren MDI los interesados podían presentar “manifestaciones de interés” (MDI), es decir proyectos pequeños de energías renovables con o sin almacenamiento mediante baterías para diversificar la matriz energética (renglón 2) o para reemplazar generación forzada en lugares con dificultades (renglón 1). Bajo este proyecto se adjudicaron 633,7 MW (megawatts) en 98 proyectos (Medinilla, 2023). En la convocatoria fueron adjudicados en el renglón 1 los proyectos solares con almacenamiento PSA 360 ENERGY Arrecifes de 16,5 MW, PSA 360 ENERGY Colon de 20 MW, 360 PSA 360 ENERGY Realicó de 15 MW, los cuales suman 12,9 MW de baterías con 3 horas de almacenamiento, todos de la empresa argentina 360 Energy con una extensa trayectoria en el sector de las energías renovables. A su vez fue adjudicado el proyecto eólico con almacenamiento PEA Vientos Del Sur de 10 MW de la empresa Nuevas Energías Sustentables S.R.L. con 2,5 MW de baterías por 3 horas (Medinilla, 2023b). Al momento de la escritura de este trabajo los proyectos de 360 Energy realizados en formato EPC (llave en mano) por la misma empresa, se encuentran en ejecución con diverso grado de avance (360 Energy, sf), mientras que sobre el Parque Eólico Vientos del Sur no hay información de su avance.

En la convocatoria AlmaMDI por su parte se presentaban manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (AlmaMDI) con el objetivo de optimizar el despacho de generación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), optimizar la capacidad instalada en los sistemas de Transporte o Distribución de energía eléctrica, y aportar servicios de reserva de potencia en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), además los interesados podian acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y potencia asociada al almacenamiento propuesto y condiciones que permitan instrumentar las manifestaciones de interés propuestas (Secretaria de Energía, 2023). Según informó CAMMESA, los precios ofertados en las MDI rondaron USD 15 a 17 mil/MWmes, por 4 horas diarias de disponibilidad, más USD 10/MWh como cargo variable, junto con un descuento de USD 20/Mwh por pérdidas (Massano, 2025). Como se mencionará posteriormente estos valores guiaron la convocatoria Alma GBA.

Asimismo la empresa mixta Y-TEC se asoció con la Universidad de la Plata y recibió apoyo del ex ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación para desarrollar la planta Nacional de Desarrollo Tecnológico de Celdas y Baterías de Litio (UniLiB) que producirá a escala industrial de baterías para electromovilidad y para energía solar distribuida. Esta tomó la experiencia previa de Y-TEC, que en 2016 empezó a fabricar a escala piloto las primeras celdas con materiales hechos en el país usando carbonato de litio local. La planta UniLiB se espera que produzca con equipamiento productivo chino celdas de 48V de tipo pouch (bolsa), con una capacidad estimada de producción de entre 13 y 15 MWh/año, lo que equivaldría a mil baterías para almacenamiento estacionario de energías renovables (Bembi y Bilmes, 2024). Asimismo, Bembi y Bilmes (2024) rescatan la articulación de una cadena de valor en el país a partir de empresas y organismos estatales existentes que podrían sustituir el grueso de la maquinaria de producción y de los insumos, exceptuando los de mayor complejidad.

Sin embargo, los BESS han estado muy poco presente entre los planes y estrategias nacionales referidos a la transición energética, estos últimos elaborados durante el gobierno de Alberto Fernández (2019-2023). No se hizo mención a los mismos en el Plan Productivo Verde de 2021 (Ministerio de Desarrollo Productivo, 2021), mientras que en la Misión 2 del Plan Argentina Productiva 2030 sólo se señala los recursos minerales disponibles en el país que podrían aprovecharse en la cadena de valor de las baterías (Secretaria de Industria y Desarrollo Productivo, 2023). Si encontramos como objetivo en el Plan de Transición Energética 2030 de 2023, la instalación de 140 MW de BESS a 2030, lo que representaría una inversión estimada de 142 millones de dólares, con un 30% de componente nacional en las baterías (Subsecretaría de Planeamiento Energético, 2023). En gobiernos anteriores el foco estuvo en cambio puesto en la producción y explotación de litio, impulsando inactivas como la Mesa de Competitividad del Litio creada en 2019 durante el gobierno de Mauricio Macri (2015-2019) (Secretaria de Coordinación de Producción, 2019). Mientras que en documentos producidos desde la academia y Thinks Tanks argentinos especializados se han centrado principalmente en el desarrollo e impulso de una industria de baterías de litio para la electromovilidad (Brill Mascarenhas et al, 2021) (Misión Productiva, 2022) (Rubio et al, 2024) (Slipak y Argentino, 2022) o los aspectos ambientales y sociales de la fabricación de las baterías y de la minería del litio (Obaya et al, 2023) (Freytes et al, 2022) (Marchegiani et al, 2023).

El objetivo de este trabajo es analizar esta convocatoria de CAMMESA a la luz de las experiencias regionales y mundiales, y observar que políticas públicas y marcos regulatorios se han aplicado para favorecer estas tecnologías. El trabajo por lo tanto se dividirá en dos secciones, la primera analiza la experiencia regional y mundial y la segunda sección el programa argentino, el carácter de este estudio será por ende exploratorio y se utilizarán fuentes primarias y secundarias para el análisis.

El desarrollo de la industria en el mundo

A nivel mundial, el desarrollo de la industria de los BESS se encuentra en crecimiento, el último informe de la Fundación Volta referente internacional marca un descenso anual de los costos de las baterías de un 40% en 2024, así como también se observa un aumento en su eficiencia. Para tomar una magnitud de la curva de aprendizaje de esta industria, en 2010 el costo de las baterías de ion litio (las más populares ) rondaba los 1200 USD/kWh mientras que se redujo a 115 USD/kWh en 2024 (IRENA, 2023: 135) (Acetech, 2025). Se ha superado los 150 GW de capacidad instalada en 2024, creciendo en un 55% la instalación de este tipo de sistemas (se espera a su vez que crezca más de 50% en 2025), dentro del mismo las baterías de Ion Litio constituyen casi la totalidad del despliegue (Volta Foundation, 2024).

Como sucede en otras industrias de la transición energética, el país que lidera la producción de estas tecnologías es China, acaparando más del 80% de la cadena de valor del sector, mientras que en Estados Unidos el Departamento de Energía ha estado inyectando fondos públicos para impulsar la industria (Volta Fundation, 2024). A nivel de instalación de sistemas las tendencias se mantienen, mientras que en un escalón menor encontramos a Europa (principalmente Alemania e Italia y el Reino Unido) y Australia.

Dentro de los factores que impulsaron este crecimiento se encuentra no solo la citada reducción de costos sino también los incentivos públicos y la búsqueda de inversiones a nivel utilitario para alcanzar las demandas de la electrificación y la integración de energías renovables. De esta forma la Unión Europea tiene entre sus objetivos a 2030 la instalación de 45 GW, aportando incentivos fiscales y financieros y contratos por diferencia, mientras que China ha superado las metas y espera a 2025 alcanzar 80 GW junto con compromisos mandatarios de almacenamientos para proyectos de energía solar y eólica, aplicando incentivos fiscales como tarifas de alimentación y la de reducción de las comisiones de red. En Estados Unidos por su parte los objetivos son estaduales y rondan los 50 GW de adición en 20 años, con un subsidio de hasta el 50% de los costos de impuestos en el marco de la Ley de Reducción de la Inflación (Inflaction Reduction Act) (Volta Fundation 2024: 169).

La tendencia incluso indicaría que en 2025 los BESS superarían en potencia instalada a las centrales de bombeo, una de los vectores energéticos descarbonizados más populares (Volta Foundation, 2024: 140). Se observa además un despliegue importante de proyectos grandes, de más de 300 MW, especialmente en Estados Unidos, aunque se están construyendo los primeros sistemas de más de 1 GW (Volta Foundation, 2024: 142). En esta línea la tendencia a nivel mundial con un 80% del mercado es el desarrollo de proyectos de más de 10 MW conectados a la red eléctrica y en modalidad “front of the meter” (Volta Foundation, 2024: 149).

Asimismo, la organización internacional IRENA enuncia en su horizonte compatible con un aumento de 1.5° grados, que las baterías tienen que alcanzar 3459 GW de capacidad instalada mundial en 2030 y 4098 GW en 2050, lo que implica más que duplicar las tendencias actuales (IRENA, 2023: 77), mientras que los miembros del G20 representarían el 77% de la capacidad en 2030 y el 71,3% a 2050, por lo que el driver del sector se encontrara en estos países. Mientras que la Agencia Internacional de la Energía (IEA) indicaba en su reporte anual de 2022 que para alcanzar una trayectoria de emisiones netas ceo (net zero) a 2050, en 2030 las baterías deberían crecer un 16% sobre la tendencia actual, llegando a 780 GW (luego actualizado a 1250 en el reporte de 2024) y superando para 2035 al gas natural como la principal fuente de flexibilidad de la red eléctrica. A su vez se remarca que para 2050 en el escenario cero emisiones netas se deberán alcanzar los 3500 GW de BESS (IEA, 2022:311), luego actualizado a 5512 GW en 2024.

Es interesante destacar los anuncios por parte de los países, que para 2030 se comprometieron a instalar 1015 GW en 2030 y 4386 GW en 2050 (IEA, 2024b), por lo que aun en los papeles, no se está avanzando hacia una trayectoria compatible con cero emisiones netas. Finalmente, en cuanto a costos IEA proyecta a 2030, 165 USD/kWh, reduciéndose a 120 USD/kWh para 2050, mientras que en las políticas actuales (stated policies scenario) de los países los valores previstos están en 175 USD/kWh y 130 USD/kWh respectivamente. Por lo tanto, la reducción en los costos no debería ser tan abultada para permitir un crecimiento acelerado del sector, sobre todo si comparamos con otras tecnologías verdes como los paneles solares que han reducido drásticamente su nivel de costos a lo largo del siglo XXI.

En este marco se observan principalmente ocho funciones de los sistemas BESS en sistemas eléctricos (además pueden utilizarse para realizar microrredes en lugares off grid o en otras soluciones behind the meter como la generación distribuida en Argentina). El arbitraje de los precios de energía, es decir la compra de energía cuando la misma es barata y la venta cuando es más cara, la regulación del sistema energético mediante el mantenimiento del balance entre la oferta y la demanda y manteniendo la frecuencia de operación de la red, el almacenamiento de energía renovable (para así solucionar la intermitencia de este tipo de energías), la aplicación en sistemas de alimentación ininterrumpida y el arranque autógeno (estas últimas dos con el objetivo de ayudar a restaurar rápidamente una red eléctrica o poder mantener el flujo de energía a instalaciones críticas en situaciones de emergencia). Además, se puede señalar la mejora en la calidad de la energía del sistema eléctrico mediante la utilización de BESS protegiendo las cargas del consumidor aguas abajo ante episodios de baja calidad de la energía como disminución de la potencia, interrupciones del servicio entre otros factores.

Finalmente pueden tener como función aplazar inversiones y/o descongestionar problemática de la red de transporte, al utilizarse en picos de demanda permiten mantener la oferta de energía sin la necesidad de invertir en ampliar las redes de transporte o distribución para sumar más potencia instalada de energías renovables por poner un ejemplo (Cobaltiq, 2023) (Chiara et al, 2022).

Precisamente sobre este último punto gira la convocatoria AlmgaGBA lanzada en Argentina, las inversiones en las líneas eléctricas debido a su alto costo y las dificultades de financiamiento del país son aplazadas lo que dificulta seguir aumentando la oferta energética y a su vez en el caso de las distribuidoras implica el aumento de los cortes en periodos de stress como los picos de temperaturas estivales. Sin embargo este es el primer paso de los sistemas front of the metter en el país, pudiendo en un futuro ampliar sus usos, en esta línea varios proyectos de parques solares y eólicos adjudicados en las últimas convocatorias nacionales o provinciales están contemplando instalar sistemas de baterías en los mismos, para cumplir así con una función de almacenamiento y poder entregar potencia firme evitando la intermitencia en la generación de energía, a su vez también podrían, si una modificación del marco regulatorio y del mercado eléctrico lo permiten, brindar servicios de arbitraje y regulación de la red.

Estos usos están comenzando a ser analizados a nivel regional, es interesante destacar el trabajo realizado por Chiara et al. (2022) para el Banco Interamericano de Desarrollo, en el cual se estudia el despliegue de sistemas BESS en su servicio de arbitraje para Argentina, Brasil. Chile, Colombia y Uruguay, llegando a la conclusión que las diferencias en los costos marginales de los países no serían suficientes para cubrir la inversión del sistema, teniendo que aplicarse algún incentivo estatal al mismo (Chiara et al, 2022). Aunque también hay que aclarar que por un lado la variabilidad de los precios marginales pareciera seguir una tendencia al alza por la mayor penetración de energías renovables y la variabilidad hídrica (Chiara et al, 2022:34) y que los datos del análisis han quedado atrasados con respecto a la caída anual del precio de las baterías, por lo que si extrapolamos los costos de la batería al 2024 (de 400 USD/kWh a 115 USD/kWh en algunos casos), la ecuación financiera mejora pero aún no es positiva en Argentina. Asimismo, se plantea necesario en la región la sanción de marcos regulatorios que permitan más de un solo servicios de las baterías para así mejorar la rentabilidad del sistema.

Actualmente observamos en la región sudamericana un total de 4.065,47 MW/h de proyectos de almacenamiento con baterías operativos, de los cuales casi la totalidad son de proyectos conectados a la red, mientras que el resto corresponde a mini redes de comunidades aisladas del sistema. Asimismo, están adjudicados y en diversa etapa de desarrollo otros 5.292,8 MW/h y se espera que este año se adjudiquen mínimamente 550 MW de potencia. Por lo que el panorama del sector en la región sudamericana es optimista, aunque con disparidades entre los países, al igual que sucedió con otras tecnologías renovables como la energía solar Chile y Brasil aparecen como países pioneros, el primero sobre todo teniendo en cuenta que su demanda eléctrica es menor a la de Brasil y aun así lidera la región.

Tabla N°1 Proyectos de BESS operativos, en construcción o adjudicados, conectados y aislados de la red eléctrica en Sudamérica hasta 2025
País	Cantidad operativa (MW) a abril 2025	Cantidad en construcción- pruebas hasta abril de 2025	Cantidad a licitarse en 2025
Argentina	0	58.7 MW/h	500 MW (2000 MW/h aproximadamente)
Bolivia	1.4 MW/h	Sin datos	Sin datos
Brasil	685 MW/h (70% sistemas aislados)	Sin datos	Primera licitación de baterías será publicada durante junio
Chile	3318 MW/h	5201 MW/h	Se licitarán proyectos de energias renovables por 1680 GW/h pudiendo contar con almacenamiento
Colombia	3.9 MW/h	6.9 MW/h	Sin datos
Paraguay	0	3 MW/h	50.28 MW/h
Perú	38,57 MW/h +18,4 MW/h aislados	22.5 MW/h	Sin datos
Uruguay	0.2 MWh	0.7 MWh	Sin datos

Fuente: Elaboración propia en base a ABC, 2025; Enel, 2021; Ini, 2024; Inspenet, 2024; Medinilla, 2023; Ministerio de Energía, 2024; Sánchez Molina, 2019; 2023, Neves, 2025; Singh, 2022; 2022b, 2025, 2025b; 360 Energy; sf).

El liderazgo de Chile se explica no solo por la complementariedad entre el despliegue de la energía solar y eólica y los sistemas BESS, por la alta disparidad de precios de la energía entre el horario diurno y de punta, y por las dificultades de la red de alta tensión que atraviesa el país (Econojurnal, 2025b), sino por el accionar estatal en pos de desarrollar el sector. En 2022 mediante la Ley N.º 21.505 los sistemas BESS puedan participar en el mercado eléctrico y ser remunerados por la energía inyectada al sistema, mientras que en 2025 la Ley N.º 21721 (Ley de Transición Energética) también contempla a los sistemas de almacenamiento. Otras medidas incluyen un incentivo fiscal de 0,15 USD/MWh por cada GWh de inyección de energía en bloques nocturnos del proyecto beneficiario, con techo de 15 USD/MWh otorgada por la Comisión Nacional de Energía, mientras que Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) otorgará refinanciamiento, un 90% en créditos y hasta un 100% en leasing (arrendamiento financiero) con un máximo de 20 millones de dólares, además lanzará 80 millones de dólares en bonos y valores emitidos en la bolsa de Santiago (Sánchez Molina, 2023b) para financiar proyectos de BESS. Por otro lado, se estaba considerando asignar tierras fiscales para proyectos (Sánchez Molina, 2024).

La convocatoria AlmaGBA

Habiendo analizado la situación del mercado mundial y sudamericana del sector de las BESS, se continuará estudiando la situación en Argentina. Como se ha mencionado previamente los desarrollos del sector son nulos, aunque hay algunos proyectos adjudicados en el marco de parques eólicos y solares de mediana escala. Es por ello que el lanzamiento en febrero de 2025, mediante la Resolución SE 67/2025, de la convocatoria AlmaGBA puede ser un punto de quiebre para la transición energética argentina.

El objetivo de AlmaGBA es realizar contratos de Generación de Almacenamiento con los Agentes Distribuidores, EDENOR y EDESUR, y con CAMMESA, como garante de última instancia, con el objeto de mejorar la confiabilidad y las condiciones de abastecimiento eléctrico del Área Metropolitana del Gran Buenos Aires (AMBA) y del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) (CAMMESA, 2025). La potencia máxima a adjudicar se establece en 500 MW. Las ofertas se presentarán en junio y serán adjudicadas en julio. Los oferentes presentarán una garantía de 10.000 dólares por MW y podrán presentar en mayo proyectos de Centrales de Generación de Almacenamiento en los Nodos de Conexión (NDC), debiendo cumplir las condiciones referenciales establecidas en la convocatoria. Cada proyecto técnico deberá tener asociado una oferta económica y tener como mínimo 10 MW de potencia y como máximo 150 MW o menos dependiendo el nodo de conexión (NDC). Luego de la apertura de los sobres (A para los aspectos técnicos y B para los económicos) se determinará qué proyectos serán los adjudicados, en base a los criterios técnicos y económicos (valor ofertado, valor de impacto nodal, en caso de empate se resolverá por el Factor de Mayoración declarado).

Cammesa recomendó siguiendo los resultados de la convocatoria AlmaMDI (Nota N° P-055300-1 de agosto, B-178337-1 de fecha 2 de enero de 2025 y P-055817-1 del 7 de febrero de 2025), a la Secretaría de Energía los sistemas de baterías del tipo “stand alone”, destinados a reducir los picos, los cuales se vinculan a la red con independencia de la ubicación de la generación (no están destinados a almacenar excesos de oferta de unidades de generación determinadas, sino del sistema particular de transporte y distribución al que se vinculen) (Massano, 2025). Por lo tanto, su despacho deberá ser realizada por el encargado del despacho eléctrico, y en tanto estén destinadas al AMBA, coordinado por Sociedad Anónima Centro de Movimiento de Energía (SACME).

En el pliego de la convocatoria se observa que entre los requisitos figura que las baterías tengan cuatro horas de “Almacenamiento Comprometidas o HAC», esto se refiere a las horas de entrega continua de la energía almacenada por la potencia de almacenamiento contratada. Mientras que el máximo que pueden despachar, corresponderá a cinco horas (horas de almacenamiento validadas). Además, se establece que como máximo podrán tener seis horas de carga las baterías, y se indica el mínimo y máximo de potencia de almacenamiento que podrá entregar el sistema. El valor máximo de adjudicación definido en el anexo de la norma es de US $15.000 por MW-mes, mientras que se contempla un pago de 10 USD/MWh por la energía suministrada de almacenamiento.

A su vez la fórmula de pago por la potencia a los proyectos se estableció de la siguiente manera: “Remuneración Mensual de Potencia de Almacenamiento [u$s] = Valor Ofertado [u$s/MWmes] x FA (factor anual) x Potencia de Almacenamiento Disponible [MW] x HAV/HAC (Horas de Almacenamiento Validadas y las Horas de Almacenamiento Comprometidas” (CAMMESA, 2025:8).

Además, el proyecto cubrirá el costo de las pérdidas vinculadas a los ciclos de carga y descarga y de cualquier otro consumo necesario para su operación. Como indica la normativa “Para ello, al finalizar cada mes se realizará un balance entre la Energía Demandada y la Energía Suministrada, la diferencia será valorizada a dólares estadounidenses veinte por megavatio hora (20 u$s/MWh) y será un cargo mensual para la Central de Generación de Almacenamiento” (CAMMESA, 2025). De esta forma el costo total resultante mensual de cada contrato será asumido proporcionalmente por la demanda de cada distribuidora.

Finalmente hay que señalar cuatro aspectos, en primer lugar, una vez finalizada la vigencia de los contratos (15 años máximo), las Centrales de Generación de Almacenamiento pasarán a ser remuneradas en el MEM según la regulación vigente. Por otro lado, los eventuales beneficios mensuales originados por diferencias de costos entre operaciones de carga y descarga, descontados todos los costos variables de la operación, serán asignados a las distribuidoras EDENOR y EDESUR en forma proporcional a la demanda de cada una (CAMMESA, 2025). Además el contrato define de forma precisa las causales de rescisión: por parte del comprador se contempla la finalización unilateral del acuerdo en caso de que la disponibilidad de potencia sea inferior al 50% en un período de seis meses o menor al 25% en un plazo de dos años, también será motivo de rescisión la imposición de tres sanciones administrativas firmes por incumplimiento de normas de seguridad o estándares de calidad, o el incumplimiento reiterado de las órdenes del OED que afecten la calidad del servicio. Mientras que el vendedor podrá rescindir el contrato si se produce la falta de pago de cuatro facturas consecutivas o seis facturas en un período de doce meses (Medinilla 2025c).

Por último, una vez adjudicados, hasta la fecha de inicio de operación comercial los proyectos deberán pagar, además de un pago inicial por adjudicación (4000 dólares por MW), cada trimestre una tarifa incremental de mantenimiento de la oferta, estos pagos serán retribuidos cuando inicie la operación comercial del proyecto en función del año en que finalicen la obra.

Massano (2025), plantea que el almacenamiento por baterías si se lo compara con alternativas de generación a gas natural para cubrir picos como la Res SE 21/2016, los cuales tenían mayor capacidad y menor precio a partir de ciertos factores de uso (10%, mientras que AlmaMDI contemplaba un factor menor a 6%), siendo de esta forma una tecnología todavía más rentable que las baterías. Sin embargo, el consultor plantea que la velocidad de instalación de las baterías y otros aspectos ambientales influyeron en la Secretaría de Energía para optar por esta novedosa tecnología, para así solucionar la problemática de los picos de energía en el AMBA. Esto contrasta con la última licitación de energía térmica denominada TerConf, la cual fue lanzada durante el gobierno anterior y contemplaba 24 meses de margen para instalar la central (mayor a las baterías), y precios máximos de adjudicación que eran 18.000 USD/MW mes, aunque también podían llegar a 20.800 USD/MW mes con ciertos incentivos y cuyo objetivo también era cubrir picos de demanda en el sistema eléctrico (Econojournal, 2025).

Otras críticas que se le plantean a la convocatoria es el corto margen para presentar proyectos en la convocatoria (lo que incentivara la presentación de empresas con un predio cercano a los NDC), el escaso tiempo para poner en marcha un proyecto grande teniendo en cuenta aspectos logísticos y la falta de definición en aspectos relacionados a los contratos y a las garantías de las distribuidoras (Medinilla, 2023b).

Reflexiones finales

Se ha observado cómo los sistemas de almacenamiento por baterías se han convertido a nivel mundial e incluso a nivel regional, como una alternativa viable económica y técnicamente para brindar servicios a la red eléctrica en un marco de transición energética. La velocidad del despliegue de estas tecnologías en países en desarrollo como los sudamericanos será menor a los de los países desarrollados y pareciera que el desarrollo tecno productivo pasará por China y Estados Unidos principalmente. Aun así, los incentivos fiscales y financieros que aplican estos países desarrollados junto con la importancia de aplicar un marco regulatorio y licitaciones públicas que impulsen a estos sistemas, son políticas públicas que la región sudamericana debería replicar para así incentivar estos novedosos sistemas. Tal como sucede en Chile, al que se ha calificado como un país pionero en políticas públicas y en capacidad instalada en la región.

En este marco Argentina está dando su primer gran paso a partir de la convocatoria Alma GBA pudiendo solucionar una problemática urgente, mediante una ecuación financiera que pareciera a priori mejor que la de tecnologías térmicas, por lo cual también se observa un beneficio ambiental. Como sucedió con las energías renovables no convencionales, la necesidad de contar con una ley nacional, con planes y estrategias nacionales que establezcan un roadmap anclado en metas y con licitaciones públicas fue el factor que posibilitó el despliegue del sector, por lo que debería tenerse como una lección valiosa para los BESS. Así como también buscar traccionar a una industria nacional de componentes, reflejada en la valiosa experiencia de UniLiB para por lo menos abastecer algunos nichos de sistemas BESS de mediana o baja escala y así acoplarlos a los numerosos parques de generación solar y eólica de dimensiones medianas con los que cuenta Argentina. Esto podría ser un driver para una segunda oleada de los BESS en el país, ampliando así también los usos y servicios de estas flamantes tecnologías.

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^[1] IGEHCS-CONICET. Email: emilianodicosimo@gmail.com