Alerta por apagones en verano: qué debe ocurrir, según expertos, para que los cortes de luz sean "inevitables"

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El sistema eléctrico de la Argentina se enfrenta nuevamente a un escenario de alta vulnerabilidad ante la llegada de la temporada estival, en particular cuando las temperaturas extremas disparan la demanda de potencia. Expertos del sector y la propia Secretaría de Energía delinearon las condiciones técnicas y de gestión para tratar de morigerar los temidos cortes de suministro, una clásica postal de los veranos.

El escenario mas temido por las distribuidoras y para lo cual preparan sus equipos desde hace dos meses es el que presenta el "efecto aire acondicionado" por la presión que ejerce sobre el sistema. Es que el factor crítico que tensiona la red es el uso masivo de sistemas de refrigeración, al punto que en las semanas más calurosas del verano, el consumo derivado de los aires acondicionados llega a explicar un tercio del total de la demanda eléctrica de país.

Esta situación se agrava durante las olas de calor extremo. No solo se produce un salto en la demanda pico, sino que existe un riesgo técnico acumulativo: técnicamente se estima que, tras cuatro días consecutivos con temperaturas por encima de los 35 grados, la red eléctrica comienza a sufrir un estrés estructural que la vuelve significativamente más vulnerable a daños, fallas y, consecuentemente, a los cortes de luz.

Esta fragilidad del sistema se verifica en los récords históricos de consumo que se baten año tras año durante las olas de calor. Por ejemplo, en febrero de 2025, la Argentina superó la marca máxima de demanda con un pico que alcanzó los 30.240 Mw a nivel nacional, superando el récord anterior de 29.653 Mw registrado en febrero de 2024.
Qué se puede esperar este verano

Las estimaciones de Cammesa para el período diciembre-marzo también anticipan un posible nuevo récord con una demanda que se proyecta en los 30.900 Mw. Si bien se asegura que para ese pico no habria problema de generación, si hay preocupación por el estado de las redes de transporte y distribución en distintos puntos del país, en particular en el AMBA.

Las altas temperaturas ambientales y la sobrecarga sostenida de las líneas provocan que los equipos, como transformadores y cables, operen por encima de sus límites de diseño, cuyas temperaturas internas deben ser idealmente inferiores a los 35 a 38 grados.

Estos fallos técnicos son la causa directa de que miles de usuarios queden sin suministro, exponiendo la falta de inversión y refuerzos en las líneas que, literalmente, se ven superadas por la carga eléctrica exigida por el uso masivo de refrigeración.

Este incremento súbito y concentrado no solo exige la máxima capacidad de generación (con la térmica aportando más de 17.000 Mw), sino que también obliga a la importación de potencia desde países vecinos, llegando a tomar hasta 1.500 Mw de Brasil, además de energía de Bolivia y Paraguay, para evitar el colapso.

Pero también la generación trabaja al límite y en el sector se explica que la salida de sistema por falla o mantenimiento de cuaquiera de las grandes generadoras representa un problema ya que no hay prácticamente energía de reserva disponible, lo que explica también la necesidad de nuevas obras de madiano y largo plazo de ejecución.
Medidas paliativas de corto plazo

La Secretaría de Energía viene siendo explícita en reconocer que la demanda pico de potencia, que se da apenas 20 a 30 horas al año, principalmente por el uso masivo de aire acondicionado, es muy costosa de soportar con infraestructura. Este reconocimiento subraya la necesidad de una estrategia de doble foco: actuar simultáneamente en la oferta y la demanda para aliviar los cuellos de botella del sistema.

Por lo pronto para este verano, la Secretaría de Energía lanzó una medida que permitirá a usuarios comerciales o industriales ser "oferentes de energía" durante los días pico de demanda estacional de verano, de manera de aliviar la sobrecarga de un sistema que se encuentra saturado en los segmentos de generación, transporte y distribución y reducir las posibilidades de cortes masivos.

Pero para aplanar este pico de consumo, la gestión de la demanda se presenta como una herramienta clave apalancada más en una cuestión cultural de utilización adecuada de los equipos de refrigeración con las famosas recomendaciones de setear la temperatura a 24 grados por una cuestión de sostenibilidad del sistema y por ahorro en la facturación mensual.

Otro incentivo es la señal de precio, es decir que la factura refleje el costo real del servicio que en la Argentina es de los más bajos del mundo aún considerando el valor sin subsidios y con impuestos. En esa línea, para este verano podría funcionar como refuerzo el nuevo esquema que este viernres el gobierno sometió a consulta pública para revisar la estructura de subsidios a la luz, el gas y las garrafas, así como los precios mayoristas que se trasladan a las tarifas de los usuarios residenciales.

Pero a la vez, el sector enfrenta una limitación tecnológica estructural: la falta de medidores inteligentes. La instalación de esta infraestructura, que permite tarifar el consumo hora a hora, no pudo ser afrontada por las distribuidoras debido a los años de congelamiento tarifario, impidiendo así la aplicación de costos dinámicos que incentiven el desplazamiento del consumo fuera de las horas pico.
El plan de infraestructura de transporte

En cuanto a la oferta, las prioridades técnicas se centran en aumentar la potencia de generación térmica y el almacenamiento para complementar la intermitencia propia de las energías renovables; y de forma crítica, ampliar el transporte de alta tensión para poder desplazar la energía generada en zonas geográficas distantes (eólica del Sur o solar del Oeste) hacia los centros de alto consumo.

La Secretaría de Energía confirmó la prioridad de proyectos clave de expansión de la red de alta tensión. Entre ellos se destaca el denominado AMBA 1, que contempla la instalación de un quinto transformador en la subestación Plomer, con lo que se busca aumentar la capacidad de importación de energía al Gran Buenos Aires (GBA) y reforzar las líneas de alta tensión asociadas.

A esta licitación le seguirán otros proyectos estratégicos para la viabilidad de las energías renovables, como la línea de transporte de Diamante (Mendoza) al Gran Buenos Aires y la línea que unirá Madryn, Choele Choel y Bahía Blanca.

La financiación de esta infraestructura vital será cubierta por la demanda mediante un cargo tarifario específico. No obstante, el gobierno busca mecanismos de mitigación de riesgo financiero, incluyendo la ayuda de organismos como el BID, para hacer atractivas las licitaciones al capital privado, tanto nacional como internacional, en un esfuerzo por acelerar la inversión en un sistema que hoy opera al límite.