Argentina ha introducido una reforma estructural de su mercado eléctrico que redefinirá las señales de inversión, la competencia tecnológica y los flujos de ingresos para los proyectos de energías renovables y almacenamiento de energía.
Según Lucas Estrada, presidente de la empresa estatal de servicios públicos Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) en la provincia de San Juan, el país ahora cuenta efectivamente con un mercado de capacidad, un mecanismo que no existía hasta hace poco.
"Argentina cuenta con un mercado de capacidad que no existía hace un año."
"Para todos los usuarios de la red eléctrica, disponer de capacidad a través de baterías resultará cada vez más atractivo", afirmó Estrada durante un seminario web organizado conjuntamente por Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel.
El almacenamiento obtiene pleno reconocimiento en el mercado.En virtud de la Resolución SE No. 400/2025, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) reciben por primera vez un reconocimiento regulatorio integral dentro del Mercado Mayorista de Electricidad (MEM, por sus siglas en inglés) de Argentina.
Los proyectos centralizados de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) podrán funcionar tanto para cubrir la demanda (durante la carga) como para generar energía (durante la descarga).
Los ingresos se calcularán en función de los costes marginales por hora ajustados por nodo, introduciendo señales de precios por ubicación similares a las que se observan en mercados eléctricos más maduros.
Además, la regulación establece un mecanismo de remuneración específico conocido como Potencia Puesta a Disposición (PPAD), o "Pago por Capacidad Disponible".
Esto reconoce la capacidad de descarga neta efectivamente disponible, siempre que la instalación ofrezca al menos cuatro horas de almacenamiento validadas.
0 4 horas de almacenamiento validado: pago completo de PPAD
< 4 horas: remuneración proporcional
< 1 hora: sin pago
Para Estrada, la inclusión formal del almacenamiento de energía en el MEM supone algo más que la creación de un nuevo segmento de negocio.
Introduce herramientas para mejorar la eficiencia económica y la integración a la red eléctrica.
"Una de las funciones de las baterías es absorber electricidad de bajo coste durante las horas de menor demanda e inyectarla durante los picos de demanda, reduciendo así los precios mayoristas y beneficiando a los consumidores", explicó.
Este mecanismo de arbitraje, que consiste en cobrar a precios bajos y descargar en los momentos de máxima demanda, es fundamental para los modelos de negocio globales de almacenamiento de energía y favorece una mayor penetración de la energía solar fotovoltaica y la energía eólica.
Un cambio hacia la contratación a plazo y la fijación de precios marginales.La Resolución 400/2025 rediseña fundamentalmente el marco de adquisición de electricidad de Argentina.
Sustituye el anterior modelo centralizado, administrado por el operador estatal del mercado, CAMMESA, por un sistema basado en la contratación directa y la competencia tecnológica.
El mercado a plazo (Mercado a Término) desempeñará ahora un papel operativo fundamental.
Las distribuidoras de electricidad deben contratar al menos el 75% de su demanda estacional mediante acuerdos bilaterales de compra de energía (PPA), reduciendo así la dependencia de las subvenciones y transfiriendo las decisiones de adquisición a los participantes del mercado.
Un pilar fundamental de la reforma es la implementación de precios basados en el costo marginal por hora, lo que permite que los precios de la energía reflejen el valor real de la electricidad en cada nodo de la red.
Para equilibrar las interacciones entre el mercado al contado y el mercado a plazo, la normativa introduce un Factor Marginal Adaptado al Contado (FSA, por sus siglas en inglés), diseñado para incentivar un desarrollo eficiente del mercado.
Estrada recalcó que aún se requiere una mayor evolución.
Actualmente, nuestros mercados a plazo son mensuales.
Necesitamos avanzar hacia un mercado por horas, como el que se observa en los mercados eléctricos maduros, que incluya derechos de capacidad de transmisión y mecanismos de contratación más sofisticados.
"Eso aumentará la liquidez, reforzará la viabilidad del negocio y ayudará a reducir los precios", afirmó.
Estrada argumentó que la coexistencia tecnológica es viable cuando las señales del mercado son claras y consistentes.
"No hace falta mirar más allá de los mercados con gas renovable, como Texas en Estados Unidos, donde la generación térmica compite plenamente con la energía solar fotovoltaica y la energía eólica", señaló.
En mercados como el de Texas, las sólidas señales de precios y las estructuras competitivas han permitido que la energía solar fotovoltaica, la energía eólica y los activos térmicos coexistan, al tiempo que atraen una inversión sustancial en energías renovables y almacenamiento de baterías a gran escala.
Implicaciones clave para los inversoresLa reforma del Mercado Mayorista de Electricidad de Argentina introduce:
Un mercado de capacidad de facto a través de la remuneración PPAD.
Integración completa del almacenamiento de energía en baterías en las operaciones mayoristas.
Contratación a plazo obligatoria que cubra el 75% de la demanda.
Señales de precios marginales por hora a nivel nodal
Menor exposición a los envíos impulsados por subsidios
En conjunto, estas medidas sientan las bases para una competencia más eficiente entre tecnologías, una mejor integración de las energías renovables en la red eléctrica y nuevas oportunidades en el almacenamiento de energía y la capacidad flexible.
Para los inversores internacionales, el marco regulatorio en evolución de Argentina señala una transición hacia mecanismos basados en el mercado que se alinean con las tendencias globales en energías renovables, remuneración de la capacidad y liberalización del mercado eléctrico.