La Provincia de Buenos Aires avanzará con un sistema de almacenamiento en baterías para reducir riesgos de cortes por picos de demanda en los meses de calor. El plan prevé cuatro nodos estratégicos y reemplazará el esquema estacional de motores diésel.
“La historia de la electricidad urbana está llena de soluciones de emergencia que luego se vuelven permanentes”, una lógica que ahora vuelve a escena en la Provincia de Buenos Aires con un nuevo esquema para enfrentar el verano. El gobierno de Axel Kicillof prevé invertir más de 31 mil millones de pesos en un sistema de almacenamiento de energía en baterías destinado a mitigar apagones provocados por los picos de consumo durante las altas temperaturas.
Según precisaron a LPO desde la Subsecretaría de Energía bonaerense, la iniciativa apunta a fortalecer el sistema eléctrico provincial y a mejorar la calidad del servicio en zonas estratégicas. En el sector energético, este tipo de soluciones suele responder a una tendencia global: pasar de refuerzos temporales y costosos a dispositivos de gestión más flexibles, con mejor integración a la red.
El proyecto contempla una inversión estimada de 31.200 millones de pesos, con una potencia total de 25 MW y una capacidad de almacenamiento de 125 MWh. Esos recursos se distribuirán en cuatro nodos estratégicos: Mar del Tuyú, Carmen de Areco, Arrecifes y Capitán Sarmiento.
Desde la Provincia señalaron que la propuesta reemplazará al Plan Verano, un esquema de contingencia que consistía en instalar motores de gasoil solo durante dos meses para inyectar energía en los momentos de mayor demanda. Durante años, ese tipo de medidas funcionó como una respuesta de corto plazo para evitar colapsos en jornadas de calor extremo, aunque con un costo operativo y ambiental más alto.
En ese marco, remarcaron que los apagones se venían evitando con los motores diésel, pero que ahora las baterías permitirán lograr el mismo objetivo con una tecnología más limpia, menos costosa y fija. La transición no es menor: en los últimos años, distintos sistemas eléctricos del mundo han incorporado almacenamiento para ganar previsibilidad ante consumos estacionales, picos inesperados y la mayor volatilidad asociada a la expansión de renovables.
El inicio de las obras está previsto para el segundo semestre de 2026, mientras que la puesta en operación de los sistemas se proyecta para enero de 2027. La planificación apunta, justamente, a llegar con capacidad disponible para resolver los picos de consumo de energía asociados a las altas temperaturas del verano.
“La incorporación de esta tecnología permitirá optimizar el uso de la infraestructura eléctrica existente, reducir restricciones en el sistema de transporte, brindar mayor flexibilidad operativa, facilitar la integración de energías renovables y disminuir la utilización de generación térmica de respaldo”, señalaron desde Energía provincial. En términos técnicos, el almacenamiento con baterías ayuda a desplazar energía hacia las horas de mayor demanda y a aliviar la presión sobre redes que, en muchos casos, ya operan al límite.
Análisis y proyecciones: si el plan se ejecuta en tiempo y forma, la Provincia podría reducir su dependencia de soluciones transitorias y mejorar la resiliencia de la red en corredores de consumo clave. Además, el almacenamiento suele ser una herramienta relevante para contener costos sistémicos, porque permite evitar el uso intensivo de generación térmica en momentos críticos. A mediano plazo, este tipo de iniciativas también puede abrir la puerta a una mayor penetración de renovables y a una red más flexible, aunque su impacto final dependerá de la coordinación con transporte, distribución y mantenimiento de la infraestructura existente.
Evolución del esquema energético: la lógica del Plan Verano reflejaba una etapa en la que la prioridad era responder rápido a la demanda estacional mediante equipos móviles a gasoil. La nueva propuesta marca un cambio de enfoque: pasar de la contingencia a una solución fija, con mayor previsibilidad operativa. En esa transición, la Provincia busca mostrarse menos atada a parches estacionales y más orientada a inversiones de mediano plazo, una señal que también dialoga con la discusión más amplia sobre modernización de redes y seguridad del suministro en los últimos años.
El programa se financiará mediante el Adicional de Costo de Generación Distribuida (ACGD), canalizado a través del Fondo de Innovación Tecnológica de Buenos Aires (FITBA). El esquema articula planificación pública, financiamiento específico e implementación operativa a través de Buenos Aires Energía S.A. (BAESA).
FUENTE: Identidad Correntina