Las baterías que se subastaron un 33% más baratas de lo que el Gobierno estaba dispuesto a pagar
Las 20 ofertas que se adjudicarán en AlmaSADI promediaron US$ 8.361 por MW-mes, un 33% menos que el techo de US$ 12.500 fijado por el Gobierno.
Las baterías de última generación aportan soluciones en momentos críticos
Cuando una licitación recibe 11 veces más ofertas que las que necesita, pasa algo que rara vez ocurre en las compras públicas argentinas: el precio cae solo, sin que nadie tenga que pelearlo en una mesa de negociación. Eso es exactamente lo que pasó con AlmaSADI, la licitación de baterías de almacenamiento que el Gobierno lanzó para reforzar puntos críticos de la red eléctrica nacional.
La apertura de los sobres, completada esta semana, arrojó un dato que sorprendió incluso a los optimistas del proceso: las 20 ofertas más competitivas, que en conjunto suman 718 megavatios y que son las que finalmente se van a adjudicar, promediaron un precio de US$8.361 por MW-mes. Ese número queda un 33% por debajo de los US$12.500 que el propio pliego había fijado como techo de remuneración. La adjudicación formal todavía no se hizo -está prevista para los primeros días de julio-, pero el ranking económico ya deja bastante en claro quién va a quedarse con el negocio.
El contexto que explica esa caída de precio es, en sí mismo, la noticia de fondo. La convocatoria buscaba apenas 700 MW de potencia de almacenamiento mediante sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems, la tecnología de baterías de gran escala que ya domina el negocio del storage eléctrico), con una inversión estimada de US$700 millones. Lo que recibió fue otra cosa: 37 empresas presentaron 232 proyectos calificados (de 235 ofertas originales, con solo tres descalificadas por incumplimientos), equivalentes a 8.230 MW de potencia y un interés de inversión potencial cercano a los US$8.200 millones. Es decir, once veces más oferta que demanda.
Quién se queda con el negocio de las baterías
El ranking de las 20 ofertas ganadoras, compilado por la consultora AIRES Renewables, tiene pocos nombres pero mucha concentración. DQD Energy BESS aportó ocho de las 20 ofertas adjudicadas; Genneia siete; 360 Energy Solar tres, y Aluar e Intermepro Generación una cada una. El precio más bajo de toda la licitación lo puso Genneia, con US$7.397 por MW-mes para su proyecto en el nodo Bragado, de 100 MW de potencia máxima. En el otro extremo, dentro de ese mismo lote de 20 ganadoras, aparece DQD Energy con la oferta más cara del grupo: US$9.705 por MW-mes para un proyecto de apenas 10 MW.
La lectura de ese contraste es elocuente: el proyecto más grande del lote ganador, el de Genneia, tiene el precio más bajo; el más chico, el de DQD Energy, tiene el más alto dentro de los seleccionados. Es la lógica habitual de las economías de escala aplicada a un negocio que todavía está madurando en la Argentina: cuanto más grande el proyecto, más se diluyen los costos fijos de instalación y conexión, y más margen hay para ofertar precios agresivos sin perder rentabilidad.
Genneia no llegó a esta licitación de manera improvisada. La empresa, controlada por la familia Brito, viene posicionándose como la mayor desarrolladora de renovables del país y ya había ganado contratos en AlmaGBA, la licitación de baterías que en 2025 cubrió las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA. Para una compañía que construye parques eólicos y solares con generación intermitente, las baterías cumplen una función estratégica adicional: le permiten vender potencia firme que su propia generación no puede garantizar por sí sola.
Por qué el Estado terminó pagando menos de lo que estaba dispuesto
La caída de precios no es un fenómeno aislado de esta licitación puntual, sino la confirmación de una tendencia que el sector viene anticipando desde que se conocieron los primeros resultados de AlmaGBA. Aquella convocatoria, la primera de almacenamiento a gran escala del país, había adjudicado 713 MW -superando en más de 40% el objetivo inicial- con una inversión de más de US$540 millones. La experiencia de ese proceso le dio a los oferentes de AlmaSADI una referencia de precios mucho más afinada que la que tenían un año atrás, justo en un momento en que el costo global del equipamiento de baterías sigue cediendo.
Hay, además, un argumento de demanda futura que varios actores del sector vienen repitiendo. Diego Werner, de AIRES Renewables, planteó que la incorporación de baterías representa una vía rápida para sumar potencia firme al sistema justo cuando empieza a acelerarse la demanda eléctrica de los nuevos proyectos mineros e industriales que se amparan en el RIGI. La lógica es la de comprar tiempo: instalar baterías es más rápido que construir líneas de transmisión nuevas, y permite estirar la vida útil de una red que, en algunos tramos críticos, no recibió obras de ampliación en casi dos décadas.
Dónde van a estar las baterías, y por qué ahí
La distribución geográfica del total de ofertas recibidas confirma que el problema que motivó la licitación es, ante todo, un problema de transporte eléctrico regional. El corredor NEA que cubre Chaco y Formosa concentró la mayor cantidad de proyectos presentados, con 1.790 MW repartidos en 62 iniciativas; Buenos Aires (sin el AMBA, que ya quedó cubierta por AlmaGBA) sumó 1.960 MW en 42 proyectos, y el NOA aportó 1.435 MW en 37 propuestas. El resto se distribuyó entre Litoral, Centro, Cuyo y Pampa.
La razón de fondo por la que el Estado eligió baterías en lugar de líneas nuevas está en la letra fina del propio marco regulatorio: la resolución que habilitó la licitación reconoce explícitamente que el almacenamiento sirve para diferir en el tiempo obras de ampliación del sistema de transporte, evitando saturaciones por exceder los límites de carga en nodos donde, durante años, no hubo inversión de infraestructura. Las baterías no generan energía nueva: administran mejor la que ya existe. Lo que queda por verse es si, llegado julio, la adjudicación formal confirma este ranking sin sobresaltos, o si entre la oferta y el contrato firmado todavía hay margen para alguna sorpresa.