Energía Estratégica elaboró un reporte exclusivo sobre la situación actual y perspectivas a futuro de las energías renovables y el almacenamiento en baterías en
Argentina, en un contexto marcado por una transformación estructural bajo la presidencia de Javier Milei, para avanzar hacia un mercado basado en acuerdos entre privados y precios basados en costos marginales.
El país alcanza actualmente 7843 MW de potencia renovable instalada en el Mercado Eléctrico Mayorista, sin contabilizar las grandes hidroeléctricas superiores a 50 MW. La matriz está dominada por 4531 MW eólicos y 2475 MW solares, con fuerte concentración en Patagonia (1662 MW eólicos) y Buenos Aires + GBA (1971 MW eólicos), mientras Cuyo lidera en fotovoltaica con 1095 MW.
Sin embargo, el crecimiento futuro —estimado en 5492 MW en pipeline— enfrenta una limitación estructural vinculada a la capacidad de transporte, identificada como el principal cuello de botella del sistema.
En este escenario, los principales players consolidan su liderazgo combinando la ejecución y desarrollo de nuevos proyectos de generación, almacenamiento y expansión en infraestructura de transporte eléctrico, que explican gran parte de la capacidad instalada y en curso a nivel nacional.
Genneia (1.616 MW), YPF Luz (756 MW), Central Puerto (570 MW), PCR (545 MW), MSU Green Energy (335 MW), Pampa Energía (427 MW), Coral Energía (400 MW), AES Argentina (357 MW) y 360 Energy (245 MW) suman en conjunto más de 5250 MW operativos entre eólica y solar.
A ello se agregan los más de 1200 MW desarrollados por Solar DQD como EPCista, junto con 25 MW propios.
En materia de construcción y expansión inmediata, estas compañías acumulan más de 1400 MW renovables en ejecución o ingeniería avanzada; sumado a que el almacenamiento toma protagonismo dentro de su pipeline, ya sea por lo adjudicado en la licitación AlmaGBA (713 MW asignados en 2025 a un precio promedio de alcanzó USD 11964 MW-mes), como también futuros proyectos a través del Mercado a Término.
Asimismo, el sector energético de Argentina está a la expectativa del lanzamiento de la nueva convocatoria AlmaSADI, por lo que junto al volumen de proyectos ya en marcha, el almacenamiento se consolida como nuevo eje de expansión de corto plazo.
El Mercado a Término: nuevo motor de la expansión
El dinamismo empresarial se combina con un cambio estructural en el diseño regulatorio, dado que la Resolución SE N°400/2025 marca un punto de inflexión al promover la transición hacia contratos bilaterales privados, reduciendo el rol de CAMMESA como comprador principal y devolviéndolo a su función de operador del sistema con señales de precios basadas en costos marginales.
Es por ello que el Mercado a Término (MAT) se consolidará como vehículo central para la expansión renovable, siguiendo lo hecho como principal driver de crecimiento para las renovables en los últimos años.
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Actualmente existen 136 proyectos adjudicados con prioridad de despacho por 6019,7 MW, de los cuales 3726,5 MW corresponden al MATER Pleno (sin limitaciones de inyección) y 2.293,2 MW al mecanismo Referencial A, con posible curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten obras de transporte.
Adicionalmente, se registran 85 solicitudes por 3646,5 MW con prioridad de despacho y otros 51 pedidos por más de 2300 MW adjudicados pendientes de operación comercial. La asignación de prioridad se convierte así en el mecanismo clave para racionar la limitada capacidad de red disponible.
No obstante, la expansión estructural depende de la infraestructura de transmisión. El Decreto 921/2025 habilita un modelo de concesión de obra pública financiado por capital privado, con repago vía cargo tarifario regulado. Tres proyectos prioritarios —AMBA I (más de 500 kilómetros), la línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins y la línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca— suman más de 1.300 kilómetros de red y serán determinantes para liberar capacidad.
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Desde una perspectiva estratégica, el almacenamiento representa la oportunidad de ejecución más rápida y mayor visibilidad en el corto plazo (1 a 2 años). La generación utility scale mantiene alto potencial técnico, aunque condicionada por transporte y consolidación contractual (2 a 4 años). Las redes de transmisión constituyen la inversión de mayor escala e impacto sistémico, con retornos regulados y horizonte de 4 a 8 años.
El mercado energético argentino transita así una transición dual: tecnológica y regulatoria. La combinación de liderazgo empresarial, liberalización contractual, incentivos fiscales como el RIGI y concesiones privadas en infraestructura configura un nuevo equilibrio competitivo donde la asignación eficiente de capital dependerá de la capacidad de estructurar contratos, asegurar prioridad de despacho y gestionar riesgo regulatorio.
Argentina redefine su mercado eléctrico bajo una lógica de mercado abierto, donde la oportunidad no se limita al recurso natural, sino a la integración estratégica entre generación, almacenamiento y transporte en un entorno de transformación estructural.
