El Gobierno puso en marcha ALMA-GBA, la primera iniciativa de almacenamiento de energía a gran escala del país, con una inversión que supera los USD 540 millones. La apuesta es clara: usar baterías para evitar que el sistema eléctrico del AMBA vuelva a caer bajo la presión de los picos de demanda en el verano.
La señal de alarma llegó el sábado 19 de septiembre. Entre las 20 y las 21, un apagón masivo dejó sin electricidad a casi 600.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires. La falla se originó en un interruptor de 220 kilovolts de la estación transformadora Malaver, una instalación de Edenor en San Martín. El mecanismo que debía aislar el problema no respondió a tiempo, y el desperfecto se extendió hasta afectar también a clientes de Edesur.
El episodio expuso un problema que el Gobierno busca resolver antes del pico de calor. La infraestructura eléctrica no acompañó el crecimiento del consumo durante aproximadamente 20 años, según los documentos oficiales citados en el proceso. 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.
El AMBA concentra hoy el 40% de la demanda eléctrica nacional. En agosto de 2026 consumió 4.954 GWh, con una suba interanual del 6,5%, de acuerdo con el Monitor Eléctrico de la sociedad de bolsa Ricsa. La temperatura media de ese mes fue de 12,3 ℃, apenas por debajo del promedio histórico. El aumento, por lo tanto, respondió a factores estructurales.
Los especialistas citados en la cobertura coinciden en el diagnóstico. El problema no está en la generación de energía. Está en la capacidad de la infraestructura para distribuirla. La Argentina tiene gas, agua, viento y sol. Lo que falla es la red cuando la demanda se estira al límite.
La solución técnica se llama BESS, sigla de Battery Energy Storage System, sistema de almacenamiento de energía en baterías. La lógica es simple. En horas de baja demanda, las baterías se cargan con energía tomada de la red, en un proceso que lleva entre seis y ocho horas. Cuando la demanda sube, descargan durante cinco horas y actúan como un reservorio que amortigua los picos.
Cammesa administra los ciclos de carga y descarga. Las empresas adjudicatarias no operan a discreción. Reciben un pago fijo por disponibilidad, y el regulador decide cuándo despachar la energía. El sistema contempla uno o dos ciclos diarios y tiene respuesta casi instantánea, una ventaja clave para emergencias.
El proceso licitatorio convocó a 15 empresas, que presentaron 27 proyectos por un total de 1.347 MW. Finalmente se adjudicaron 713 MW de capacidad de almacenamiento, por encima del objetivo inicial de 500 MW. Los contratos se celebraron con Edenor y Edesur como distribuidoras, y con Cammesa como garante de pago de última instancia.
La lectura de fondo es simple. Cuando la red no se invierte a tiempo, el costo aparece después en forma de cortes, tensión operativa y más intervención del aparato estatal. ALMA-GBA intenta poner capacidad donde hubo atraso. Si funciona, ordenará el sistema en los días de calor extremo. Si falla, el problema volverá a caer sobre hogares, comercios y contribuyentes.
También hay una señal para el mercado. El capital entra cuando hay reglas claras y una demanda visible. Aquí hay ambas, pero por necesidad: la infraestructura eléctrica quedó corta y ahora el sistema necesita baterías para cubrir el vacío. El mercado ya votó. Lo hizo con 713 MW adjudicados.
