Las baterías contra los apagones del AMBA cuestan US$95,7 millones por año durante 15 años: la cuenta va a las facturas de Edenor y Edesur
El Gobierno firmó contratos con 11 centrales de baterías para que el verano tenga menos cortes de luz en el AMBA. Según el estado de contratos de CAMMESA, cobran en total US$7,97 millones por mes por estar disponibles, durante 15 años. Una resolución de la Secretaría de Energía manda trasladar ese costo a los usuarios finales. Repartido en partes iguales entre los 6,38 millones de usuarios de Edenor y Edesur, son US$1,25 por mes cada uno.
Con el verano a tres meses y el apagón del 19 de septiembre todavía fresco, el Gobierno apuesta a las baterías para que el AMBA tenga menos cortes, según contó Infobae el 27 de septiembre. Son centrales que cargan energía de la red cuando sobra, de noche, y la devuelven en los picos de demanda. La pregunta de plata es cuánto cuestan y quién las paga. Las dos respuestas están en documentos oficiales.
La licitación se llama AlmaGBA. La convocó la Secretaría de Energía en febrero de 2025 con una meta de 500 megavatios (MW) y la adjudicó en agosto y octubre de ese año. Según el estado de contratos que publica CAMMESA, la empresa que administra el mercado eléctrico, al 29 de abril de 2026 había 11 contratos firmados por 683 MW. Cada uno cobra un precio fijo por megavatio disponible por mes. Sumados, son US$7.971.556 por mes: US$95,7 millones por año.
¿Quién paga? La Resolución 67/2025 que creó la licitación le ordena a CAMMESA calcular los costos de estos contratos "a ser trasladados a sus usuarios finales de la jurisdicción". Los contratos los firman como compradoras Edenor y Edesur, y CAMMESA queda como garante de pago de última instancia.
Quién cobra cuánto. Los precios van de US$10.161 por MW por mes (Costanera, 55 MW) a US$12.815 (Dock Sud, 90 MW). El pliego había fijado un tope de US$15.000. Las dos centrales más grandes, de 150 MW cada una, están en la red de Edenor: Matheu, de MSU Green Energy, y Nuevo Puerto, de Central Puerto. Entre las dos se llevan el 42% del total. Edenor firmó contratos por 470 MW (68% del gasto) y Edesur por 213 MW.
Dos centrales de 150 MW explican cuatro de cada diez dólares
Pago mensual de cada contrato a precio de contrato, en miles de dólares. Entre paréntesis, la potencia contratada.
Los primeros años se pagan más caros. El precio de contrato no es lo que se paga todos los años. El modelo de contrato consolidado que publica CAMMESA multiplica la remuneración por un "factor anual": 1,20 hasta 2027, 1,10 en 2028, 1 entre 2029 y 2036 y 0,50 entre 2037 y 2041. El plazo de 15 años empieza cuando la central se habilita o el 1° de enero de 2027, lo que pase primero. Si las 11 centrales arrancan en 2027 y están disponibles todo el año, el pago de ese año llega como máximo a US$114,8 millones.
El contrato cobra 20% más al principio y la mitad al final
Pago anual máximo por potencia de los 11 contratos, en millones de dólares, si todas las centrales arrancan en 2027 y están disponibles todo el año.
Más de lo que se pidió. Se presentaron 27 ofertas por 1.347 MW. La Secretaría adjudicó 667 MW en agosto de 2025 (Resolución 361/2025), 33% más que la meta, porque CAMMESA advirtió que 500 MW solo cubrían "parcialmente" las necesidades de reserva. En octubre sumó dos proyectos de Edesur por 46 MW a US$12.591 (Resolución 384/2025). De los 713 MW adjudicados, un contrato de 30 MW de MSU en Oro Verde figura "dado de baja". Quedaron 683 MW, 36,6% más que la meta.
△ La cocina del dato
Camino de verificación: dos fuentes oficiales que coinciden. La cifra ancla sale de dos documentos que produce cada uno un organismo distinto: las resoluciones de adjudicación de la Secretaría de Energía, que fijan potencia y precio de cada contrato, y el estado de firma de contratos de CAMMESA, que lista los que se firmaron, los que se dieron de baja y su pago mensual.
El cálculo y el contraste. Con los precios de las resoluciones 361/2025 (anexos I y II) y 384/2025 (anexo), multiplicamos potencia por precio de los 11 contratos que CAMMESA da por firmados: da US$7.971.561 por mes. La planilla de CAMMESA dice US$7.971.555,52; la diferencia de US$5,48 viene de que las resoluciones redondean algunos precios (por ejemplo, US$12.815 contra US$12.814,878 en Dock Sud). Por año, a precio de contrato: US$95.658.666. La misma cuenta para los 667 MW de la Resolución 361/2025 da un precio promedio de US$11.619 por MW por mes, el mismo que publicó EconoJournal cuando se adjudicó la licitación.
Quién paga. El artículo 6 de la Resolución 67/2025 le ordena a CAMMESA calcular los costos "a ser trasladados a sus usuarios finales de la jurisdicción"; el modelo de contrato repite esa frase en sus considerandos. Los usuarios de cada distribuidora son los del informe semestral del ENRE de septiembre de 2026: 3.498.449 de Edenor y 2.877.289 de Edesur, 6.375.738 en total. Las propias empresas informan cifras parecidas: Edenor, 3,39 millones de clientes a fines de 2025; Edesur, 2.730.769 clientes activos en su memoria 2025.
La cuenta por usuario es una división simple, no una tarifa. US$7.971.556 dividido 6.375.738 usuarios da US$1,25 por mes (US$15,0 por año); al dólar mayorista del BCRA del 25/09/2026 ($1.523,97), unos $1.905 por mes. No encontramos un documento público que diga cómo se reparte el costo entre categorías de usuarios. En la práctica los cargos del mercado eléctrico se reparten según el consumo, así que un hogar pagaría menos que un comercio o una industria.
Qué no afirmamos. No decimos que el cargo ya esté en las facturas: los contratos pagan por potencia disponible, así que una central que todavía no opera no cobra. No sabemos cuántas ya están conectadas; Infobae informa que apuntan a estar antes del verano. Los montos no incluyen el pago de US$10 por MWh de energía entregada ni el costo de pérdidas, que el contrato le cobra a la central a US$20 por MWh. Tampoco incluyen la segunda licitación nacional, AlmaSADI, que adjudicó otros 700 MW en julio de 2026 (Resolución 155/2026): su anexo con precios no está en el Boletín Oficial. El factor anual lo tomamos del modelo de contrato consolidado; el pliego original tenía 1,10 para 2027, y los cambios posteriores se aprobaron por circulares.
Las baterías son un seguro: se pagan todos los meses, haya o no un corte, a cambio de tener potencia de reserva en los nodos donde la red del AMBA se queda corta. El contrato castiga a la central que falla cuando la llaman, con multas que llegan a US$1.500 por MWh en horas con cortes de más del 10% de la demanda. Lo que el usuario compra con esos US$95,7 millones por año es menos riesgo de quedarse sin luz en un pico de calor, no energía más barata.
El contrato está en dólares y dura 15 años. Eso significa que el costo en pesos sube con el tipo de cambio: si el dólar mayorista sube 10%, la cuota de las baterías sube 10%.
△ ¿Cómo te afecta?
Si sos usuario de Edenor o Edesur, el costo de estas baterías va a los usuarios de la zona. Repartido en partes iguales serían US$1,25 por mes, unos $1.905 al dólar de hoy; como los cargos se reparten por consumo, en un hogar debería ser menos.
Si tenés un comercio o una pyme en el AMBA, consumís más que un hogar y te toca una parte mayor del costo. A cambio, las baterías están en los nodos que CAMMESA marcó como críticos, donde los cortes en picos de demanda pegan más.
Si vivís fuera del AMBA, la Resolución 67/2025 manda trasladar estos contratos a los usuarios de la jurisdicción de Edenor y Edesur. La licitación nacional, AlmaSADI, es otra cuenta, con otros contratos.
Los 11 contratos, uno por uno
Potencia (MW), precio (US$ por MW por mes) y fecha de firma, según CAMMESA. Red de Edenor: Nuevo Puerto (Central Puerto) 150 MW, US$11.147, 04/12/2025 · Matheu (MSU) 150 MW, US$11.290, 13/04/2026 · Pilar (EDS3) 50 MW, US$11.979, 09/01/2026 · Parque (EDS3) 50 MW, US$11.461,45, 09/01/2026 · Maschwitz (Genneia) 40 MW, US$12.302,50, 14/04/2026 · San Fernando (Aluar) 30 MW, US$12.590,10, 09/01/2026. Red de Edesur: Dock Sud (Central Dock Sud) 90 MW, US$12.814,88, 04/11/2025 · Costanera (Central Costanera) 55 MW, US$10.161, 25/11/2025 · Chingolo (Sullair) 24 MW, US$12.591, 04/11/2025 · Brown (Rowing) 22 MW, US$12.591, 26/02/2026 · Glew (Rowing) 22 MW, US$12.400, 26/03/2026. Dado de baja: Oro Verde (MSU) 30 MW, US$11.920.
Cómo se calcula el pago de cada mes
Según la cláusula 10.1 del modelo de contrato, cada mes se paga: potencia disponible × precio × (horas validadas / 4 horas comprometidas) × factor anual × factor de estacionalidad. El factor de estacionalidad es 1,20 en enero, febrero, marzo, junio, julio y diciembre, y 0,80 en los otros seis meses: en el año promedia 1, pero concentra el pago en los meses de más demanda. Se suma la energía entregada a US$10 por MWh y se descuentan las pérdidas a US$20 por MWh y las multas por indisponibilidad (de US$350 a US$1.500 por MWh según la situación de la red, con un tope mensual).
La licitación, paso a paso
14/02/2025: Resolución 67/2025 convoca la licitación con meta de 500 MW. 15/07/2025: se abren 27 ofertas por 1.347 MW. 29/08/2025: Resolución 361/2025 adjudica 667 MW (517 MW del cupo original y 150 MW adicionales) e invita a cinco proyectos más a US$12.591. 02/10/2025: Resolución 384/2025 adjudica los dos que aceptaron (46 MW). Enero de 2026: Resolución 14/2026 prorroga 60 días hábiles la firma de cinco contratos que faltaban. 29/04/2026: CAMMESA informa 11 contratos firmados y uno dado de baja.
Nuestras notas anteriores sobre el tema
Cuánto te devuelven por los cortes de luz (bonificaciones de Edesur y Edenor del último verano, informe del ENRE).