Qué va a pasar con la energía en el próximo verano: el Gobierno retomó el trabajo para mitigar los riesgos de cortes

El temor a cortes de luz durante el próximo verano llevó al Gobierno a retomar el diálogo con las principales empresas del sector eléctrico. María Tettamanti, secretaria de Energía, puso en marcha una serie de reuniones para actualizar el plan de contingencia y enfrentar la insuficiencia de capacidad instalada, mientras avanzan reformas orientadas a atraer inversiones en infraestructura y a una mayor privatización del sistema energético.

El Comité de Seguimiento del Plan de Contingencia 2024-2026, conformado el año pasado ante la perspectiva de una temporada estival crítica, retomó sus encuentros con representantes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), generadoras, transportistas, distribuidoras y grandes usuarios.

El objetivo inmediato es maximizar la disponibilidad de generación y gestionar la demanda, especialmente en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y otras zonas críticas del país.

Tettamanti reconoció este miércoles en un foro organizado por LIDE Argentina que el país “no cuenta con una potencia instalada suficiente para pasar los picos de demanda de forma tranquila”. La funcionaria subrayó que, tanto en verano como en invierno, la falta de infraestructura obliga a implementar medidas paliativas en el corto plazo, como la gestión de la escasa oferta y la demanda, y la revisión de incentivos económicos para que las generadoras mantengan operativas sus unidades más antiguas.

“Necesitamos generar en el corto plazo medidas que son solamente paliativas, de gestionar la poca oferta que tenemos y gestionar la demanda”, afirmó.

El antecedente inmediato refuerza la preocupación oficial: el 10 de febrero de este año, la demanda eléctrica alcanzó un récord de 30.257 megavatios (MW) a las 14:47, impulsada por el consumo residencial durante una jornada de calor. A pesar de temperaturas relativamente benignas, se multiplicaron los cortes de luz por sobrecargas en el NEA y Buenos Aires.

La falta de nuevas obras de infraestructura eléctrica durante el último año y medio agrava el panorama, ya que cualquier proyecto en marcha no tendrá impacto antes de 2027. Sin embargo, se trata de un problema estructural tras años de desinversión y tarifas pisadas.

Frente a este escenario, el Gobierno lanzó este año licitaciones para ampliar la capacidad de almacenamiento y transporte eléctrico. Tettamanti explicó que se abrió una licitación en Buenos Aires para 500 MW de almacenamiento, que recibió ofertas por 1.400 MW, lo que evidencia el interés del sector privado. Además, se preparan licitaciones para obras estratégicas de transporte de alta tensión, como la ampliación de la red en el AMBA —que concentra el 40% del consumo nacional— y nuevas líneas de 500 kV en Río Diamante–Charlone–O’Higgins y Puerto Madryn–Choele Choel–Bahía Blanca. Estas iniciativas, que forman parte de un paquete de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, buscan corregir el desfasaje entre el crecimiento de la demanda y la infraestructura disponible.

El plan de inversiones contempla, antes de fin de año, la convocatoria a licitaciones privadas para ampliar la red de transmisión eléctrica en alta tensión, con una inversión estimada de USD 1.100 millones solo en el AMBA. También se prevé la adjudicación de contratos para instalar baterías de litio, con una inversión potencial de USD 500 millones, que permitirán almacenar energía durante la madrugada y liberarla en las horas pico de la tarde.

En paralelo, la Secretaría de Energía avanza en la transición hacia un mercado eléctrico y gasífero más desregulado y privado. Tettamanti detalló que el objetivo es alcanzar un esquema de libre mercado tanto para la generación eléctrica como para la producción de gas natural.

“La preocupación del Gobierno es crear un ambiente regulatorio confiable para fomentar la inversión privada en todos los eslabones de la energía”, señaló la funcionaria. El nuevo modelo busca que las distribuidoras y grandes usuarios sean los compradores directos de energía, replicando el esquema de licitaciones de almacenamiento, mientras CAMMESA actúa como organizador y no como comprador.

En el sector gasífero, la reorganización apunta a descentralizar la compra de gas natural licuado (GNL), actualmente concentrada en ENARSA. Tettamanti explicó que, bajo el Plan Gas, las distribuidoras solo tienen la mitad de su necesidad contractualizada, mientras que la otra mitad depende de compras estatales de GNL. El plan es que, a partir del próximo invierno, los privados comiencen a adquirir directamente los cargamentos de GNL, siguiendo modelos similares a los de Brasil y Chile. Esta descentralización también implica reordenar el sistema de transporte, para que los contratos de capacidad reflejen la disponibilidad real de gas.

La transición hacia un mercado más libre y privatizado no está exenta de desafíos. Uno de los principales obstáculos es el riesgo regulatorio, que desalienta la inversión privada. Tettamanti reconoció que “el mayor desafío es eliminar el riesgo para los generadores, creando los mecanismos de garantía necesarios para que inviertan en nueva potencia y puedan venderla a las distribuidoras”. Además, la funcionaria advirtió que más del 50% de los usuarios de gas y electricidad reciben algún tipo de subsidio, lo que obliga a avanzar con cautela hacia tarifas más realistas para evitar un impacto social negativo.

El futuro del sector energético argentino dependerá de la capacidad del Estado para establecer reglas claras y estables que generen confianza en el largo plazo. La experiencia reciente muestra que la previsibilidad normativa resulta más determinante para atraer capitales que las fluctuaciones de los precios internacionales, ya que la incertidumbre regulatoria representa el mayor freno para el desembarco de inversiones privadas en el sector.