Una red de transporte de energía eléctrica subinvertida y al límite de la desconexión ante episodios de alta demanda condujo a un apagón en CABA y el Gran Buenos Aires que dejó a millones de usuarios residenciales sin luz en medio de la ola de calor. Para los expertos, se requieren inversiones urgentes en infraestructura de transporte energético para evitar nuevos cortes masivos.
Según explicaron fuentes oficiales, el origen del apagón tuvo lugar en la desconexión de cuatro líneas de 220 kilovatios en Morón y General Rodríguez pertenecientes a Edenor, lo que hizo perder al sistema abastecimiento por 3 mil megavatios. También afectó, en menor medida, a usuarios de Edesur.
Más allá de las muy altas temperaturas que pusieron al sistema en situación de colapso, los expertos en energía consultados por Clarín coincidieron en que hay una cuestión estructural de fondo: la falta de inversión en redes de alta tensión, en especial en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Entre 2014 y 2024, la demanda de potencia máxima al sistema eléctrico creció un 23%, de acuerdo a datos de Transener. En ese mismo lapso, la capacidad de transporte de alta tensión casi no evolucionó: pasó de 14.392 kilómetros de tendido a 15.632 kilómetros. En el AMBA hubo un crecimiento algo mayor: desde 6.158 kilómetros hasta 7.047 kilómetros.
Actualmente hay dos proyectos que, si se concretaran, podrían acelerar el proceso de normalización entre esa brecha de aumento en la demanda de energía y la capacidad de transporte.
Uno, novedoso, es AlmaGBA, un proyecto para construir baterías que aseguren el suministro en momentos críticos y, por otra parte, una línea nueva de transmisión de 500 kilómetros, pero que deberá ser financiado enteramente por el sector privado, ya que el Gobierno nacional no comprometerá fondos presupuestarios.
Según informó la Secretaría de Energía, la inversión prevista para el proyecto de almacenamiento supera los US$ 540 millones y se estima que los proyectos deberían estar operativos en un plazo de entre 12 y 18 meses.
Para Alejandro Einstoss, economista y consultor en energía, “es cada vez más evidente la tensión estructural que atraviesa el sistema eléctrico argentino, cada vez que la demanda se acerca a los límites técnicos”.
En ese esquema, el Área Metropolitana de Buenos Aires concentra un factor clave: según explicó, el AMBA representa más del 40% de la demanda eléctrica nacional, pero al mismo tiempo enfrenta una restricción operativa poco visible, vinculada al límite del “anillo” -un conjunto de líneas y estaciones transformadoras de muy alta tensión- de 500 kilovatios y a la generación interna disponible.
Einstoss detalló que esa capacidad física de abastecimiento del AMBA se ubica en torno a los 11.000 megavatios como máximo confiable, al considerar tanto la generación local como la transferencia segura a través del anillo de alta tensión. “Si la demanda simultánea supera o se acerca a ese umbral, no hay espacio para movilizar reservas ni reforzar transporte interno sin riesgo técnico de cortes”, advirtió.
En ese contexto, recordó que el pico histórico del Sistema Interconectado Nacional se registró en febrero de 2025, con una demanda total cercana a los 30.257 megavarios, y que en el AMBA esos máximos se tradujeron en episodios críticos, con cortes puntuales aplicados por Edenor y Edesur al superarse los umbrales locales.
Respecto al proyecto AlmaGBA, Einstoss aclaró que “esas baterías no cambian la restricción del anillo, ni alivian su límite físico”, ya que solo permiten amortiguar tensiones por minutos u horas, pero no aportan nuevos megavatios firmes al sistema.
En una línea similar, Nadia Sager, directora de GEINSA, señaló que en Buenos Aires se logró avanzar con AlmaGBA, con la expectativa de que esté disponible el próximo año. Según explicó, se trata de contratos entre las distribuidoras Edenor y Edesur y empresas privadas que instalan bancos de baterías en puntos críticos ya definidos de la red.
“En momentos de mucha demanda, podés inyectar energía desde ahí, bajar la solicitación eléctrica del sistema y mejorar la operación”, describió, aunque remarcó que esta medida “mitiga, pero no resuelve los problemas estructurales de las instalaciones de distribución”.
Más allá del foco en el transporte y la transmisión, Sager también describió las dificultades persistentes en el segmento de distribución eléctrica. Allí se observan problemas estructurales asociados a la falta de inversión en activos críticos, déficits de mantenimiento, pérdidas no técnicas vinculadas a robos y hurtos y limitaciones operativas acumuladas en el tiempo.
A eso se suman descalces tarifarios, ya sea por un Valor Agregado de Distribución insuficiente para cubrir costos de operación e inversión, por dificultades para trasladar a tarifas los costos del sistema eléctrico facturados por Cammesa, o por esquemas tarifarios que no reflejan adecuadamente las características específicas de cada red.
Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos y director de la consultora Paspartú, dijo que bajo este gobierno “no mejoró la red existente de alta tensión, sólo priorizó obras pero espera que sean los privados quien las financien y ejecuten bajo un sistema de concesión de obra pública, pero todavía no están los pliegos”.