Proyectos "investment ready" y corte obligatorio de biometano
El plan para destrabar el potencial renovable y las bioenergías en Argentina.
Frente a una demanda eléctrica nacional que requerirá incorporar 16.000 MW hacia 2030, especialistas del sector remarcan la urgencia de estructurar financieramente las iniciativas locales y avanzar en marcos regulatorios clave para la inyección de biometano en la red de gasoductos.
Buenos Aires / Neuquén – 26 de Julio de 2026 — La necesidad global de acelerar la transición energética vuelve a colocar a la Argentina en una posición estratégica. Gracias a ventajas comparativas excepcionales —factores de capacidad eólica líderes en la Patagonia, radiación solar de nivel internacional en el NOA, vastas reservas de litio y un elevado potencial para biomasa, biogás e hidrógeno verde—, el país cuenta con los recursos primarios para contribuir activamente a la descarbonización.
Sin embargo, en el ámbito local, la combinación de volatilidad macroeconómica, restricciones cambiarias y elevado riesgo país contrapone ese potencial con severas barreras de acceso al crédito de largo plazo, afectando de manera crítica a las pequeñas y medianas empresas desarrolladoras.
El abismo entre la viabilidad técnica y el estándar "Investment Ready"
En conversación con medios especializados, el ingeniero Martín Pagliaro, director de la firma Mercados Renovables SRL, advirtió que uno de los principales cuellos de botella radica en la madurez con la que se presentan los proyectos ante el mercado de capitales internacional.
"Existe una enorme diferencia entre tener un proyecto técnicamente viable y contar con un proyecto investment ready. Europa y los fondos globales están buscando proyectos y el capital existe; lo que falta es la capacidad de traducir oportunidades en estructuras compatibles con los estándares internacionales de inversión", sostuvo Pagliaro.
De acuerdo con datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), existen herramientas internacionales como la Plataforma de Financiación para la Aceleración de la Transición Energética (ETAF) y la Plataforma de Inversión Climática (CIP) —desarrollada junto al PNUD y el Fondo Verde para el Clima—. Para acceder a estos flujos, la industria requiere construir un ecosistema dotado de:
- Contratos contractuales y financieros sólidos.
- Trazabilidad regulatoria y esquemas de mitigación de riesgo.
- Compradores de energía (off-takers) con respaldo crediticio.
- Modelos financieros auditables bajo criterios ESG (ambientales, sociales y de gobernanza).
La meta 2030: 16.000 MW en juego y desplome de costos globales
El contexto internacional resulta propicio en términos de costos de generación. Cifras de IRENA señalan que en 2025 el 90% de los nuevos proyectos renovables en el mundo resultaron más económicos que sus alternativas fósiles. Desde 2010, el costo nivelado de la energía (LCOE) de los paneles fotovoltaicos se redujo un 89%, mientras que el de los aerogeneradores terrestres cayó un 71%.
En el frente local, según registros de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), la potencia instalada renovable (sumando el programa estatal RenovAR y los acuerdos privados del MATER) alcanza los 7.850 MW, representando aproximadamente el 17% de la matriz eléctrica nacional.
Balance y Proyecciones del Sector Renovable
| Indicador / Variable | Situación Actual | Proyección / Meta 2030 |
|---|---|---|
| Potencia Instalada Actual (CAMMESA) | 7.850 MW (17% de la matriz) | Incorporación requerida: +16.000 MW |
| Proyectos "Ready to Build" (Corto Plazo) | > 3.000 MW disponibles | Listos para ejecución inmediata |
| Reducción de Costo LCOE Solar (2010-2025) | -89% | Alta competitividad frente a fósiles |
| Reducción de Costo LCOE Eólico (2010-2025) | -71% | Eficiencia de factor de carga patagónico |
Para cubrir el crecimiento estimado de la demanda eléctrica argentina al final de la década, la capacidad disponible deberá ampliarse en 16.000 MW. En el corto plazo, existen más de 3.000 MW en proyectos renovables en condiciones de ser desarrollados si se destraban los esquemas de financiamiento.
Biometano: el "primo hermano" de los biocombustibles que busca lugar en los gasoductos
Más allá de la generación eléctrica intermitente (eólica y solar), Pagliaro enfatizó la necesidad de impulsar la biomasa, el biogás y el biometano para aportar potencia de base y descarbonizar la matriz de gas natural.
Ante la falta de avances en las normas reglamentarias para estas bioenergías, la propuesta sectorial apunta a que los legisladores habiliten técnicamente la inyección de biometano en la red nacional de gasoductos, e incorporen un marco similar al de los biocombustibles líquidos:
- Corte obligatorio de biometano: Establecer un porcentaje de mezcla obligatoria de la biomolécula con el gas fósil transportado por ductos.
- Referentes internacionales: Alemania inyecta hasta un 10% de biogás en sus redes de transporte, mientras que países nórdicos como Suecia y Finlandia avanzan decisivamente en la inyección directa y la producción de Biogás Licuado (intercambiable con el GNL).
Democratización del crédito para Pymes y desarrolladores regionales
Uno de los mayores desafíos estructurales radica en la concentración del financiamiento sofisticado en los grandes actores del mercado, dejando rezagadas a las Pymes. Con proyectos que ofrecen tasas internas de retorno (TIR) de entre el 10% y el 15% y flujos de fondos moderados en el tiempo, se requiere la introducción de instrumentos adaptados.
Entre las herramientas sugeridas destaca la expansión del leasing financiero u operativo —de amplio uso en Europa—, el cual permite a las empresas incorporar tecnología sustentable mediante pagos periódicos sin comprometer grandes desembolsos de capital inicial, así como la facilitación del acceso a la emisión de bonos verdes y finanzas sostenibles para actores de escala media.
Fuente: VMO
