Licitación de baterías: la fuerte competencia redujo un 33% el costo de almacenamiento

La licitación de baterías para almacenamiento energético que cerró el gobierno nacional mostró una competencia inusualmente alta, lo que derivó en una baja promedio del 33% en los costos de inversión respecto de las expectativas iniciales. Según datos preliminares de la Secretaría de Energía, se recibieron más de 40 ofertas técnicas y económicas para instalar sistemas en nodos críticos de la red, superando ampliamente las previsiones de los analistas del sector.

Este resultado no es menor. En un país con alta penetración de energías renovables intermitentes —principalmente eólica en el sur y solar en el norte y oeste—, el almacenamiento se vuelve una variable crítica para evitar cortes, gestionar picos de demanda y estabilizar la frecuencia. Hasta ahora, el principal limitante había sido el costo de las baterías de ion-litio a gran escala. La licitación parece haber cambiado esa ecuación.

¿Qué se licitó exactamente?

El pliego contemplaba la instalación de al menos 500 MW de potencia de almacenamiento con una duración mínima de dos horas (es decir, capacidad para despachar energía almacenada durante ese lapso). Las ofertas se concentraron en tres nodos especialmente problemáticos: el corredor Comahue-Cuyo, el litoral y el noroeste. En los tres casos, los precios adjudicados quedaron entre 25% y 40% por debajo de los valores de referencia que manejaba la Secretaría de Energía en base a licitaciones similares en Chile, Brasil y México.

La baja se explica por dos factores simultáneos. Por un lado, la fuerte caída global de precios de baterías de litio en los últimos 18 meses, impulsada por el exceso de capacidad productiva en China y por avances tecnológicos en densidad energética. Por el otro, la concurrencia local: participaron desde grandes jugadores internacionales (como Fluence, Tesla y Wartsila) hasta consorcios locales asociados con fabricantes chinos y europeos. Esa competencia presionó los márgenes y obligó a ofertas agresivas.

Desde el punto de vista macro, el dato es relevante por varias razones. Primero, porque reduce el costo de integración de renovables al sistema interconectado nacional (SADI). Segundo, porque alivia la presión sobre el gas natural como back-up de las renovables, un recurso cada vez más escaso y caro en términos de oportunidad exportadora. Tercero, porque mejora el perfil de inversión del sector eléctrico en un momento en que el país necesita dólares genuinos de inversión extranjera directa.

Una mirada comparada

Algo similar ocurrió en Brasil durante la subasta de reserva de capacidad de 2022-2023, donde la irrupción masiva de ofertas chinas hizo caer los precios de almacenamiento por debajo de los 200 USD/MWh. En Chile, la licitación de 2021 para baterías en el norte ya había mostrado una tendencia similar, aunque con menos intensidad. Argentina parece haber capturado parte de esa dinámica global, pero con un diferencial favorable por la escala y la ubicación estratégica de los nodos licitados.

Ahora bien, no todo es color de rosa. Quedan pendientes al menos tres cuestiones. La primera es el financiamiento: muchas de las ofertas más agresivas suponen acceso a líneas de crédito multilaterales o a garantías soberanas que todavía no están completamente definidas. La segunda es la regulación de despacho: todavía falta cerrar cómo se remunerará el servicio de almacenamiento (energy arbitrage, ancillary services, capacity payments). Y la tercera, quizás la más importante, es la ejecución: la experiencia argentina en proyectos de infraestructura energética muestra que entre la adjudicación y la puesta en marcha suelen pasar entre 18 y 36 meses, con todo tipo de atrasos posibles.

Aun así, el resultado de la licitación es un dato netamente positivo. Por primera vez en mucho tiempo, una licitación energética no se cierra con precios artificialmente altos ni con pocos oferentes. La competencia real bajó el costo de almacenamiento de forma significativa y eso, en un sistema que necesita más flexibilidad, se traduce directamente en menor costo sistémico de la transición energética.

El desafío ahora pasa por ejecutar rápido y bien. Si los parques se instalan en los plazos comprometidos y comienzan a operar antes del verano 2026-2027, el impacto sobre la calidad del servicio y sobre la capacidad de integrar más renovables será tangible. Si se dilatan, el beneficio económico de la baja de precios se licuará en parte por la inflación de costos de construcción y por la oportunidad perdida de mayor confiabilidad del sistema.

En un contexto macro donde cada punto de eficiencia cuenta, esta licitación marca un antecedente interesante: cuando hay reglas claras, pliegos bien diseñados y competencia genuina, el mercado responde con precios que facilitan —y no obstaculizan— la inversión.