El apagón que dejó sin luz a cerca de 600.000 usuarios del AMBA el pasado sábado 19 de septiembre volvió a poner bajo la lupa la capacidad de la red eléctrica para responder ante fallas y picos de demanda. A pocas semanas del comienzo del período de mayor consumo por las altas temperaturas, el Gobierno apuesta a una combinación de baterías, nuevas líneas de transporte e inversiones privadas para reforzar el sistema.
El primer refuerzo que comenzará a mostrar avances en las próximas semanas son los sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS). Se trata de instalaciones capaces de almacenar electricidad y entregar potencia rápidamente cuando aumenta la demanda o aparece una falla en determinados puntos de la red.
En el AMBA, el programa Alma-GBA adjudicó más de 660 MW de capacidad de almacenamiento, con una inversión prevista superior a los US$540 millones. Los proyectos fueron asignados a distintos nodos críticos y tienen como objetivo aportar respaldo al sistema en los momentos de mayor exigencia.
Algunas de estas instalaciones ya se encuentran en etapas de prueba y puesta en marcha, mientras que el cronograma contempla que los distintos proyectos comiencen a incorporarse progresivamente al sistema. La lógica es que las baterías puedan responder con rapidez frente a variaciones de la demanda y aportar reservas durante situaciones de emergencia.
El plan no queda limitado al Área Metropolitana. En julio, la Secretaría de Energía formalizó la adjudicación de 20 proyectos por 700,5 MW en siete regiones del país, con una inversión estimada de US$700 millones.
Las obras fueron adjudicadas a cinco empresas y se distribuyen entre Buenos Aires, el NOA, el NEA, el Litoral y la región Pampeana, con el objetivo de incorporar almacenamiento en nodos donde existen mayores necesidades de respaldo. La licitación había recibido ofertas por más de 8.300 MW, unas once veces el objetivo establecido originalmente.
El funcionamiento de estas baterías apunta a cubrir requerimientos de corta duración y aportar reservas de respuesta rápida. En determinados puntos de la red, además, pueden reducir la energía que queda sin suministrar ante fallas en las líneas que abastecen una zona.
El cronograma para estos proyectos contempla una implementación progresiva durante 2027, por lo que su impacto sobre la red será más amplio a medida que las instalaciones entren en funcionamiento.
Además del almacenamiento, el Gobierno busca resolver uno de los problemas estructurales del sistema: la capacidad para transportar la electricidad desde los centros de generación hasta las zonas de mayor consumo.
Para eso lanzó el Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 proyectos estratégicos, una inversión superior a los US$6.600 millones y la incorporación de unos 5.610 kilómetros de líneas de alta tensión.
El primer gran proyecto es AMBA I, cuya licitación ya fue convocada. El cronograma oficial prevé la presentación y apertura de la documentación técnica y financiera durante la primera quincena de diciembre de 2026, mientras que la adjudicación está prevista para comienzos de 2027. La construcción podría extenderse hasta 52 meses.
El proyecto forma parte de un nuevo esquema mediante el cual el Gobierno busca que capital privado financie, construya y opere infraestructura de transporte eléctrico, en lugar de que las obras dependan directamente de recursos fiscales. La estrategia se encuadra en el proceso de reorganización del mercado eléctrico que lleva adelante la Secretaría de Energía.
Qué pasará con los grandes proyectos que demanden electricidad
A estas obras se sumó una nueva regla para los grandes emprendimientos que ingresen al sistema. La Secretaría de Energía creó el Régimen de Demandas Extratendenciales (XDEM), que alcanza a nuevos consumos o ampliaciones que representen al menos el 0,5% de la demanda media del Mercado Eléctrico Mayorista, equivalente actualmente a unos 80 MW.
La normativa establece que esos proyectos deberán incorporar su propia oferta de energía y potencia, mediante generación propia o contratos de abastecimiento. En particular, deberán cubrir al menos el 80% de su consumo mensual con contratos de generación nueva y contar con potencia firme equivalente al 100% de su demanda máxima. Para los centros de datos, la exigencia de potencia firme asciende al 115%.
La medida apunta a que emprendimientos de gran escala, entre ellos proyectos vinculados con minería, centros de datos e inversiones industriales, no utilicen la reserva disponible para los usuarios que ya forman parte del sistema. Según estableció la Secretaría de Energía, ante una eventual falta de oferta se priorizará el suministro de hogares, comercios, pymes e industrias existentes.
Todas estas medidas se implementan mientras continúa vigente la emergencia del sector energético nacional, que fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2027 para los segmentos de generación, transporte y distribución de electricidad bajo jurisdicción federal. El Gobierno vinculó esa extensión con la necesidad de avanzar en la normalización del mercado, las inversiones y las obras de infraestructura.
Así, el objetivo oficial para los próximos meses combina respaldo inmediato mediante baterías con obras de mayor escala que demandarán más tiempo. Las primeras pueden aportar capacidad frente a picos de consumo y fallas puntuales, mientras que las nuevas líneas de transporte apuntan a resolver restricciones estructurales de la red.
El desafío será que ese cronograma de inversiones se traduzca en una mayor capacidad de respuesta durante los períodos de máxima demanda, especialmente en el verano. El apagón del 19 de septiembre mostró que, aun antes de la temporada de mayor consumo, la red puede quedar expuesta ante una falla de gran magnitud.
