La incorporación de sistemas BESS implica resolver una arquitectura tecnológica que incluye conversión de potencia, protección contra incendios, software de control, degradación de los equipos, garantías, servicios de red y capacidad de operación bajo las condiciones particulares del sistema argentino.
“No estamos hablando solamente de baterías. Hablamos de un sistema completo que debe integrarse a la red y operar con seguridad durante toda su vida útil”, explicó Icíar Vargas, de Everyray LATAM.
También apareció en el debate un aspecto vinculado con la clasificación aduanera. El tratamiento vigente aplica una tasa estadística del 3%, mientras el sector reclama que estos equipos sean reconocidos como bienes de capital.
El punto central, según lo discutido en Energyear, es que AlmaSADI ya no debe ser analizada solamente como una licitación de capacidad, sino como una prueba de ejecución. El desempeño de los 20 proyectos adjudicados será relevante para determinar la confianza en futuras convocatorias de almacenamiento y para evaluar el rol que los BESS pueden cumplir como complemento de las obras de red.
La diferencia de escala y tiempos es determinante. El almacenamiento puede desplegarse relativamente rápido y aliviar restricciones puntuales, pero no reemplaza la expansión estructural de la transmisión eléctrica.
La red, el límite físico para el crecimiento
La segunda jornada trasladó el foco desde la generación hacia la infraestructura. Los participantes plantearon que la red eléctrica argentina fue diseñada para operar con flujos predominantemente unidireccionales y ahora debe incorporar generación distribuida, almacenamiento, nuevos parques renovables y una demanda cada vez más electrificada.
En ese contexto, AMBA I fue presentada como una de las primeras pruebas relevantes del nuevo esquema de expansión. La obra tendría una capacidad cercana a 2.000 MW y un plazo estimado de cinco años, frente a los aproximadamente nueve meses en los que puede desplegarse un sistema BESS.
La diferencia resume uno de los principales problemas del sistema: la velocidad con la que pueden construirse nuevos activos de generación y almacenamiento no coincide con el tiempo necesario para ampliar la infraestructura de transporte.
Durante los paneles se identificaron como puntos críticos Rodríguez, Ezeiza, Abasto y Plomer y se planteó la necesidad de diseñar corredores de muy alta capacidad con horizontes de planificación que pueden llegar a los 50 años.
La situación de Neuquén aportó una dimensión concreta a ese desafío. Agustina Barahona, directora ejecutiva del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), señaló que la provincia recibió más de 26.000 nuevos residentes durante el último año, de los cuales aproximadamente 5.000 estaban en edad escolar.
A ese crecimiento demográfico se suma la expansión productiva de la provincia, en un territorio extenso, de baja densidad y con condiciones climáticas exigentes. EPEN atiende además a unos 2.100 usuarios aislados mediante kits solares. “Tener el recurso no alcanza. Necesitamos las redes para recibir la energía, transportarla y distribuirla”, afirmó Barahona.
Neuquén produjo 7.700 GWh de energía hidroeléctrica en 2025, equivalente al 25% del total hidroeléctrico nacional según las cifras presentadas en el encuentro, frente a un consumo provincial de aproximadamente 2.200 GWh. La diferencia muestra una de las paradojas del desarrollo energético: contar con recursos de generación no garantiza capacidad de evacuación ni calidad de suministro local.
Para los próximos 10 a 15 años, EPEN proyecta inversiones superiores a u$s500 millones, destinadas a nuevas conexiones al SADI, líneas de 132 kV, estaciones transformadoras y recuperación de equipamiento.
Eólica: proyectos listos, pero esperando capacidad de transporte
El mismo problema apareció en el debate sobre energía eólica. Argentina cuenta con 72 parques eólicos, 4.558 MW de potencia instalada y 1.249 aerogeneradores, con factores de capacidad de entre 40% y 50%, de acuerdo con las cifras presentadas durante el evento.
El diagnóstico compartido por los participantes fue que el recurso eólico y la tecnología dejaron de ser la principal restricción. El límite está en la capacidad de conexión, particularmente en la Patagonia y en los corredores que deben transportar la energía hacia los principales centros de consumo.
Entre las obras mencionadas estuvieron Puerto Madryn-Choele Choel-Bahía Blanca y Vivoratá-Plomer, cuyos plazos podrían extenderse entre cinco y diez años. Un parque eólico, en cambio, puede construirse en alrededor de 18 meses.
Esa diferencia temporal genera un riesgo para los proyectos y para el capital comprometido, incluso cuando existe demanda corporativa de energía renovable para reducir costos y emisiones.
También se presentaron experiencias de inversión privada vinculadas con ampliaciones de transporte. PCR Energy informó 440 MW de prioridad de despacho asociados a proyectos de capacitores, incluido un desarrollo de 210 MW en Olavarría, además de otros 350 MW en el NOA.
Aluar, por su parte, expuso la integración de 582 MW eólicos con su operación industrial, combinando esa generación con fuentes térmicas e hidráulicas para gestionar la variabilidad y garantizar la continuidad del suministro.
¿Qué falta para atraer otros u$s10.000 millones?
El panel de líderes planteó una pregunta directa sobre el futuro de las inversiones: cuál es hoy el principal obstáculo para que ingresen otros u$s10.000 millones al sector energético argentino.
La secretaria de Energía, María Tettamanti, ubicó la previsibilidad regulatoria y la continuidad de las políticas entre las principales condiciones necesarias para atraer capital. “Se necesitan normas claras que den previsibilidad a las inversiones, certeza para los proyectos y una reducción de la incertidumbre para las empresas”, sostuvo Tettamanti.
La funcionaria defendió además un mercado con señales de precios que reflejen los costos, subsidios residenciales focalizados y mayor competencia en los segmentos mayoristas.
En materia de infraestructura, planteó que la expansión de la alta tensión deberá vincular su financiamiento con los beneficiarios de cada obra y con hitos verificables de avance. Entre las prioridades mencionadas estuvieron Vivoratá-Abasto, Puerto Madryn-Choele Choel-Bahía Blanca y las ampliaciones desde Mendoza hacia el norte.
Durante el panel, Martín Genesio, Bernardo Andrews y Alejandro Quiroga también vincularon la llegada de capital con factores como la reducción del riesgo país, la estabilidad normativa y la capacidad de sostener marcos de inversión como el RIGI más allá de un ciclo político.
El planteo no estuvo centrado en eliminar la regulación, sino en contar con reglas conocidas, contratos ejecutables y mecanismos de actualización que permitan calcular ingresos, costos y exposición cambiaria durante la vida de los proyectos.
Financiar energía: el problema está en la estructura contractual
La discusión sobre financiamiento expuso otra de las tensiones que enfrenta el sector. Mientras los desarrolladores señalan la falta de crédito como una restricción para avanzar, las entidades financieras plantean que una parte de los proyectos todavía no reúne las condiciones necesarias para ser considerados bancables.
La diferencia aparece, principalmente, en la estructura contractual. Antes de la entrada en operación, los financiadores requieren respaldo corporativo, garantías líquidas o compromisos de los patrocinadores. Una vez que el activo comienza a generar ingresos, el repago puede apoyarse en los flujos del proyecto, cesiones de seguros, acciones de la sociedad vehículo y garantías sobre los equipos.
Banco Galicia explicó durante el encuentro que evalúa tanto el activo como la capacidad del patrocinador y señaló que algunos retrasos aparecen cuando el proyecto no cuenta con un equipo dedicado, cambia de socios o todavía no tiene resueltas cuestiones vinculadas con importaciones, moneda y regulación.
También se marcó una diferencia entre los plazos contractuales de los distintos tipos de generación. Los contratos térmicos tienden a tener una duración cercana a un año, mientras que los renovables habitualmente se ubican entre tres y cinco años. Para activos con una vida útil de 20 años o más, esa diferencia incrementa el riesgo de refinanciación y puede limitar el nivel de apalancamiento disponible.
"Vaca Muerta es necesaria, pero no suficiente. Miramos hacia adelante con una estrategia que integra energía, sostenibilidad y nuevas oportunidades para los neuquinos", dijo el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa en la charla con Rubén Ramírez.
Garantías y mercado de capitales
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) informó que prepara un programa de garantías para proyectos de transmisión, con AMBA I como primera aplicación. El instrumento combinaría respaldo de liquidez frente a riesgos públicos asignados con asistencia técnica para procesos de licitación, modelización económica y financiera, revisión regulatoria y diálogo con el mercado. El objetivo es reducir el costo de capital sin reemplazar la debida diligencia técnica, social y ambiental que requiere cada proyecto.
Durante Energyear también se analizaron alternativas al crédito bancario tradicional, entre ellas obligaciones negociables, préstamos puente, mercado de capitales y leasing para proyectos de generación distribuida.
Todos estos instrumentos parten de una misma condición: la existencia de contratos capaces de sostener flujos previsibles y distribuir claramente los riesgos de construcción, operación, moneda, contraparte y cambios regulatorios.
El diagnóstico que atravesó Energyear Argentina 2026 puede sintetizarse en una secuencia: la capacidad de generación y almacenamiento puede crecer a mayor velocidad que la infraestructura de transmisión, mientras que el financiamiento necesita contratos y reglas capaces de convertir los ingresos futuros en flujos defendibles.
