El presidente de la Empresa Provincial Sociedad del Estado (EPSE) San Juan, Lucas Estrada, afirma que el sistema eléctrico argentino atraviesa un cambio estructural que modifica la lógica de inversión y operación, producto de los nuevos lineamientos establecidos por la Resolución SE N°400/25.
“Argentina tiene un mercado de potencia que no existía hasta hace un año atrás. Y para todos los usuarios de la red, tener potencia disponible a través de baterías se volverá cada vez más atractivo”, sostuvo durante un streaming llevado a cabo en conjunto entre Energía Estratégica y Gonvarri Solar Steel.
Dentro de la nueva arquitectura del sistema, el almacenamiento recibe por primera vez un reconocimiento integral y los proyectos BESS centrales podrán actuar como demanda —cuando cargan— y como generación —cuando descargan—, percibiendo pagos en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.
Además, se establece una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), que reconoce la potencia neta real disponible para descarga siempre que la instalación cuente con al menos cuatro horas validadas. Y en caso que la disponibilidad sea menor, el pago será proporcional; y si no alcanza una hora completa, será nulo.
Para el titular de EPSE, la incorporación formal del storage dentro del Mercado Eléctrico Mayorista no solo crea un nuevo segmento de negocios, sino que introduce herramientas para mejorar la eficiencia económica del sistema.
“Uno de los trabajos de las baterías, entre otros puntos, es tomar energía barata durante la madrugada e inyectarla en los picos de demanda para que los precios bajen y beneficien a los usuarios”, explicó.
Reviva el streaming «Energías renovables en Argentina: Oportunidades en el nuevo contexto de inversión»: https://www.youtube.com/watch?v=lydIm5bOaJA&t=1713s
En ese sentido, remarcó que el desarrollo de este nuevo entorno dependerá de reglas claras y la posibilidad de contar con un mercado horario, mercado del día después, lograr “instrumentos que tienen otros mercados maduros, por ejemplo, derechos de transmisión de potencia, más posibilidades de contractualizar”.
“Los mercados a término que tenemos son mensuales, pero tenemos que evolucionar hacia un mercado horario para que el negocio sea más importante y fluya, y también para que los precios bajen”, planteó Estrada, reforzando la necesidad de profundizar la modernización.
Cabe recordar que Resolución SE N°400/2025 redefine el abastecimiento eléctrico al reemplazar el modelo centralizado administrado por CAMMESA por uno basado en contratación directa y competencia entre tecnologías.
El nuevo texto otorga al Mercado a Término un papel operativo central. A partir de su entrada en vigencia, los distribuidores deberán cubrir al menos el 75% de su demanda estacionalizada mediante contratos bilaterales, trasladando al mercado las decisiones de compra y venta y reduciendo la exposición a subsidios.
Y uno de los ejes centrales será la aplicación de señales de precios basadas en costos marginales horarios, que permitirán reflejar el verdadero valor de la energía en cada nodo del sistema. Para ello se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado entre el mercado spot y el mercado a término.
Competencia entre solar y gas: el ejemplo de Texas
En ese marco, el presidente de EPSE señaló que la convivencia tecnológica es viable cuando existen señales de mercado consistentes.
“No hace falta más que mirar los mercados que tienen gas renovable, por ejemplo, el Texas en Estados Unidos, donde conviven y compiten plenamente proyectos térmicos con la energía solar fotovoltaica y eólica”, concluye.
De esta manera, la reforma del MEM no solo habilita un nuevo segmento vinculado a la potencia y el almacenamiento, sino que sienta las bases para una competencia más eficiente entre fuentes, con impacto directo en precios, financiamiento y expansión del sistema eléctrico argentino.
