Mapa de ofertas
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) abrió este miércoles los Sobres B de la convocatoria AlmaSADI y puso a la vista los precios de las 232 ofertas calificadas que pelean por los 700 MW de almacenamiento en baterías.
Los valores fueron desde u$s 7.397 por MW-mes en el piso hasta u$s 12.500 por MW-mes en el techo, con un precio ponderado de u$s 10.568 por MW-mes. La brecha entre extremos superó los u$s 5.000 por MW-mes, una dispersión que confirma la presión a la baja que la sobreoferta venía empujando.
El precio más bajo lo presentó Genneia. Su proyecto Bragado I-II, de 100 MW, ofertó esos u$s 7.397 por MW-mes y fijó el piso de toda la compulsa. La mayor desarrolladora de renovables del país concentró además otros valores en la franja inferior, con varias plantas por debajo de u$s 7.800 por MW-mes. En el extremo opuesto, YPF Luz llevó su proyecto Nueva Campana, de 150 MW, exactamente al tope de u$s 12.500 que fija el pliego.
Otras dos compañías quedaron bien ubicadas de cara al reparto. 360Energy, que tiene a Stellantis entre sus inversores y ya ganó proyectos híbridos en la licitación RenMDI de 2023, presentó varias ofertas por debajo de u$s 9.000 por MW-mes. Y Central Puerto, el mayor generador privado y el que más potencia anotó en la convocatoria con 1.220 MW, ofertó un promedio de u$s 10.740 por MW-mes, un valor intermedio que la variedad de nodos en los que compite puede compensar al momento de la asignación.
El megavatio más barato no salió del que más ofertó
En el mapa de oferentes que esta redacción publicó tras la apertura técnica, Central Puerto encabezaba por volumen y la definición por precio quedaba para esta etapa. Los Sobres B muestran que el megavatio más competitivo no salió del que más capacidad anotó, sino de Genneia, una renovable pura que usa la batería para vender potencia firme que su generación intermitente no garantiza por sí sola. El cupo a adjudicar es de 700 MW, ampliable hasta 770, y CAMMESA selecciona por precio dentro de los límites de cada nodo y región. El Litoral y el Noreste concentran los mayores cupos, las zonas donde la red rinde menos. Con 8.338 MW ofertados frente a esos 700, el filtro económico pesa más que el tamaño de cada jugador.
El mercado anticipaba la compresión. Con once veces más potencia ofertada que la requerida, la competencia entre proyectos descontaba precios por debajo de los de AlmaGBA, el antecedente del Área Metropolitana de Buenos Aires. El piso de u$s 7.397 quedó casi un 41% debajo del techo del pliego, una señal de que el costo del equipamiento de almacenamiento siguió cediendo aun con los valores de inversión en origen al alza.
Quiénes pujan por los 700 MW
El padrón reúne 37 firmas de naturalezas que rara vez compiten en la misma compulsa. Entre los generadores convencionales que diversifican aparecen, además de Central Puerto, YPF Luz y su vehículo Luz del Sol, Industrias Juan F. Secco, AES Argentina, Pampa Energía, Capex y Sullair, que operan centrales térmicas y suman almacenamiento como nueva línea de ingreso regulado. Las renovables puras llegan a defender un negocio adyacente: junto a Genneia y 360Energy se anotan MSU Green Energy y Coral Energía, que firman potencia firme que su generación intermitente no garantiza sola.
El bloque industrial lo encabezan Aluar, el productor de aluminio, y Unitec Bio, del grupo Corporación América, donde el autoabastecimiento eléctrico define el costo de producción. El comercializador Teslacom completa el costado no generador. Tres jugadores provinciales o cooperativos entran por necesidad de red propia: EPEC, de Córdoba; EPSE, de San Juan; y Fecocuyo.
El resto del padrón mezcla desarrolladores y nuevos entrantes: PCR (con su unidad Luz de Tres Picos), DQD Energy, Sixa Energy, BAESA, Windearth Patagonia, Soenergy, Frontera Energy, Alma Energía (del Grupo Neuss), Edison Energía, Energías Alemar, Virtual Gasnet International (de SOCMA), Distact Energy Argentina, Gaucho Energy (Marhem Lithium), Anjoy, Intermepro, Punta Generación (del Grupo Rovella), los Parques Eólicos Vientos del Sur (Grupo Frali) y la dupla Everyray-Alupar.
La criba previa y el calendario de la adjudicación
La apertura económica llegó habilitada por la Resolución 136/2026, firmada por María Tettamanti el 16 de junio. Ese acto calificó 232 de 235 ofertas y dejó tres afuera por deficiencias insalvables, en los términos del artículo 16.2 del pliego: las identificadas como 139, 176 y 235, atribuidas a Teslacom en Pehuajó, a DQD Energy y a Anjoy en Cañada de Gómez. Fueron tres ofertas puntuales: Teslacom y DQD Energy siguen en carrera con el resto de sus presentaciones.
El costo de los acuerdos se incorporará a las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como un Servicio de Reserva de Confiabilidad a cargo de toda la demanda, con CAMMESA como compradora y pagadora mensual, un esquema que mejora el riesgo de crédito frente al de AlmaGBA, donde la contraparte eran las distribuidoras. La remuneración de potencia, además, arranca con un factor anual de 1,30 en 2026 y baja de forma escalonada hasta 0,50 entre 2037 y 2041, de modo que el ingreso es más alto en los primeros años de contrato. Los acuerdos corren por quince años desde la habilitación comercial, y los proyectos que entren en operación en mayo de 2027 accederán a mejores incentivos financieros.
Las baterías cubren el pico donde la red ya llega pero rinde poco, mientras la obra estructural de transporte sigue postergada: el sistema de alta tensión no recibe un programa de ampliaciones nuevo desde 2017 y AMBA I todavía no arrancó.
La adjudicación del 8 de julio, en el sitio de CAMMESA, definirá cuál de las dos lecturas del megavatio, la del volumen o la del precio, se queda con los 700 MW en juego.