Apagón a 600.000 usuarios impulsa baterías de $540 M

El sábado 19 de septiembre, entre las 20 y las 21 hs, un interruptor de 220 kV en la estación transformadora Malaver, operada por Edenor en San Martín, falló. El mecanismo automático que debía aislar la avería no actuó a tiempo y la falla se propagó hasta clientes de Edesur, dejando sin energía a casi 600.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El hecho resultó llamativo precisamente porque ocurrió en septiembre, fuera de la temporada alta de cortes, que suele concentrarse en los meses de verano.

El apagón expone una vulnerabilidad estructural que el Ejecutivo pretende corregir antes de que el calor vuelva a elevar la demanda. La respuesta oficial se llama ALMA‑GBA, la primera iniciativa de almacenamiento de energía a gran escala del país, basada en sistemas de baterías de última generación y con una inversión que supera los 540 millones de dólares. La licitación convocó a 15 empresas, que presentaron 27 proyectos por un total de 1.347 MW; finalmente se adjudicaron 713 MW, un 40 % más del objetivo inicial de 500 MW. Los contratos se firmaron con Edenor y Edesur como distribuidoras y con Cammesa como garante de pago.

Según el Monitor Eléctrico de agosto de 2026 elaborado por la sociedad de bolsa Ricsa, el AMBA concentra el 40 % de la demanda eléctrica nacional y consumió 4.954 GWh en ese mes, con una suba interanual del 6,5 %. La temperatura media de agosto fue de 12,3 °C, apenas por debajo del promedio histórico, lo que indica que el aumento de consumo no responde a factores climáticos sino a variables estructurales: mayor número de electrodomésticos, equipos de climatización y dispositivos conectados.

Los especialistas coinciden en que el problema no radica en la generación – Argentina cuenta con gas, agua, viento y sol – sino en la capacidad de la red para transportar esa energía en los momentos de mayor demanda. En invierno el gas se prioriza para calefacción y encarece la generación; en verano la disponibilidad es mayor y los precios bajan, pero la infraestructura de distribución llega a sus límites físicos.

El sistema BESS (Battery Energy Storage System) que propone ALMA‑GBA funciona cargando las baterías durante las horas de baja demanda – madrugada o mediodía – en ciclos de seis a ocho horas, y descargándolas durante cinco horas cuando la red se tensiona. Cammesa administra los ciclos de carga y descarga y paga a los operadores una tarifa fija por disponibilidad, mientras el regulador decide cuándo despachar la energía. Un detalle técnico relevante es que la carga de las baterías genera demanda adicional; si se realizara en horarios pico, el problema se agravaría, por lo que la planificación se concentra en periodos de holgura.

A pesar de la lógica del proyecto, quedan varias incógnitas. Primero, la licitación adjudicó 713 MW, pero no se indica cuánta energía almacenará en términos de GWh ni cuántos ciclos diarios se prevé operar. Sin esos números, es difícil evaluar si la capacidad será suficiente para amortiguar los picos que provocaron el apagón de septiembre. Segundo, la inversión supera los 540 millones de dólares, pero la fuente no detalla cómo se financiará ni cuál será el impacto en las tarifas de los usuarios. Tercero, la puesta en marcha del proyecto no está especificada; mientras tanto, la red sigue expuesta a fallas como la de Malaver.

Otro punto que genera dudas es la relación entre la desregulación del mercado mayorista, iniciada en 2024 con la Resolución 400 de la Secretaría de Energía, y la falta de inversiones en la infraestructura de distribución. El Gobierno reconoce que “no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, pero no explica por qué la política de desregulación no