Autor: Mejor Energía

En medio de un ambicioso proceso de reformas estructurales impulsadas por la Ley de Bases, el sector eléctrico argentino se enfrenta a una etapa de transición clave.

Bajo la mirada crítica de expertos como Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú y del IGPUBA, el proceso de “normalización” del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) avanza con luces y sombras, en un marco regulatorio que se redefinirá durante los próximos 24 meses.

En su último reporte asegura que las adecuaciones a las leyes 15.336 y 24.065 prometen una reorganización profunda del sistema eléctrico. Sin embargo, el calendario político juega su parte: la culminación del período de transición coincidirá con la campaña presidencial de 2027, lo que podría politizar decisiones técnicas sensibles.

Entre los cambios más significativos se destacan la libre contratación de combustible por parte de los generadores y una nueva remuneración que contempla los costos de importación, factores que podrían derivar en un aumento de los costos energéticos.

Según Carbajales, el nuevo esquema contempla la incorporación de figuras como el Comercializador y el Almacenista, con la expectativa de mejorar la calidad del servicio.

A su vez, se alienta la competencia en generación mediante la obligación de los Distribuidores de adquirir el 75% de su demanda residencial en el Mercado a Término, aunque ello puede tensionar las tarifas finales al usuario.

Otro punto crítico es la situación de las concesiones hidroeléctricas de jurisdicción federal, que no contemplan la transferencia de activos al Estado al final del contrato, pese a que las obras fueron construidas con fondos públicos.

Infraestructura y el dilema tarifario

Una de las prioridades del nuevo esquema es la ampliación del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). A través de la Resolución 715/2025, el Ministerio de Economía declaró de interés prioritario 16 obras de transporte eléctrico, que serán ejecutadas bajo concesión de obra pública con participación privada.

La Secretaría de Energía, mediante la Resolución SEN 311/2025, priorizó tres proyectos estratégicos:

1. AMBA I: Mejora de eficiencia y confiabilidad del nodo Ezeiza.
2. Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins: Para evacuar renovables desde Cuyo y Comahue.
3. Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca: Para reforzar la infraestructura del norte patagónico.

Estos proyectos podrán ser financiados por privados a cambio de prioridad de despacho o uso, beneficios que podrán transferirse a terceros durante la vida útil del proyecto.

Aunque el nuevo régimen plantea una lógica de menor intervención estatal y mayor competitividad, el director de Paspartú se plantea algunos interrogantes: ¿Cómo se definirá el régimen de remuneración de los transportistas independientes?¿Quién pagará la tarifa de ampliación: los beneficiarios, los usuarios generales o vía presupuesto nacional? ¿Cómo garantizar que la tarifa resultante sea al mismo tiempo atractiva para el inversor privado y asequible para los usuarios?

Además, la privatización de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) con un régimen tarifario marginalista podría mejorar sus ingresos, aunque profundiza la tendencia a encarecer el costo total del sistema.

Finalmente, el nuevo régimen de solidaridad subnacional en deudas de las distribuidoras con CAMMESA busca premiar a las jurisdicciones ordenadas, nivelando responsabilidades en el sector.

Para Carbajales las reformas son auspiciosas y reflejan una voluntad clara de modernizar un sistema cuyo atraso en materia de transporte es reconocido por todos los actores. No obstante, el mayor desafío será diseñar un sistema tarifario equilibrado y sostenible, capaz de atraer inversión sin castigar excesivamente al usuario final.

, , , , , , , , , ,

América Latina y el Caribe avanzan aceleradamente en la transformación de su matriz energética con una participación creciente de fuentes renovables no convencionales, especialmente la energía solar y eólica.

Estas tecnologías, abundantes y cada vez más competitivas, ofrecen un enorme potencial para la región, pero también plantean desafíos asociados a su intermitencia y dependencia de factores climáticos.

En este escenario, según informó OLADE, el almacenamiento de energía se posiciona como un elemento estratégico para la transición energética.

No solo permite estabilizar la red ante variaciones en la generación, sino que también optimiza el uso de las energías limpias, mejora la resiliencia del sistema eléctrico y fortalece la seguridad energética.

Actualmente, la región cuenta con una capacidad de almacenamiento cercana a los 2,5 GW, dividida entre 1,5 GW provenientes de sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) y 1 GW de almacenamiento por bombeo hidráulico.

Mientras que los sistemas BESS destacan por su flexibilidad operativa, escalabilidad y disminución sostenida de costos, el almacenamiento hidráulico presenta alta eficiencia, aunque con restricciones geográficas y elevados costos de inversión.

La adopción de estas tecnologías es crucial para asegurar que la expansión de las energías renovables no comprometa la confiabilidad del sistema eléctrico.

«Además, el almacenamiento puede desempeñar un rol fundamental en la integración de microrredes, la electrificación de zonas rurales y la reducción de emisiones en mercados dependientes de combustibles fósiles», señala OLADE.

Todo hace pensar que el desarrollo de soluciones de almacenamiento adecuadas y sostenibles es un paso indispensable para que América Latina y el Caribe logren una transición energética ordenada, inclusiva y alineada con sus metas de sostenibilidad y desarrollo económico.

, , , , , , , , , , , ,

El sistema eléctrico nacional se viene enfrentando a una tensión en los últimos años por un desequilibrio que se puede transformar en inestabilidad ante una demanda creciente, aún a pesar de la crisis de crecimiento de la economía, y una oferta prácticamente estancada en los últimos cinco años. En una proyección a lo que resta de la década, ese fenómeno implicaría una disminución de los márgenes de reserva de no mediar inversiones importantes en las redes.

Un trabajo reciente de la consultora especializada Economía & Energía analizó que en la última década la demanda de energía eléctrica creció a una tasa acumulativa del 0,7%. En el pico de demanda, sin embargo, ese crecimiento fue mayor: 2,4% anual, en un aumento que estuvo traccionado por el segmento residencial (+1,9% anual), que compensó la caída del segmento industrial (-0,9%).

A la vez, la potencia instalada de generación eléctrica tuvo un crecimiento importante entre 2015 y 2021 del 4,2% anual. Ese crecimiento se estancó desde entonces y entre 2021 y 2025 sólo creció a una tasa anual acumulada del 0,4%. Esto es resultado de que en los últimos cinco años la potencia térmica se mantuvo estable y el crecimiento marginal vino del sector de las energías renovables.

En una mirada hacia la última década, el reporte precisó que el pico de demanda de energía eléctrica aumentó 26% desde 2015 y alcanzó en el verano de 2025 un récord de 30.257 MW, aumento que no está siendo acompañado por un incremento de la potencia instalada y que representa un incremento del 26% (+6,3 GW) respecto al verano de 2015.

La diferencia de la demanda entre el pico asociado a las elevadas temperaturas y la media se encuentra en torno a los 10.000 MW. De este modo, el crecimiento del pico de consumo por encima de la demanda media determina un sobrecosto para el sistema, dado que implica la necesidad de contar con potencia de generación disponible (así como de transporte y distribución) con un bajo factor de utilización, para el abastecimiento del pico.

Durante el primer semestre de este año se registró un incremento de la demanda eléctrica del 0,4% en comparación con el mismo período de 2024. En este caso, la demanda residencial se mantuvo relativamente en línea con lo verificado en el último año (-0,2%), mientras que la demanda comercial e industrial creció al 1,2% y 0,6%, respectivamente.

Una proyección de escenarios de oferta y demanda hacia el fin de la década muestra que el ratio entre potencia disponible y pico de demanda se irá reduciendo progresivamente, lo que significaría una disminución de los márgenes de reserva que podría determinar que el sistema eléctrico se viera restringido por cuellos de botella en la generación a lo largo de los próximos años.

El menor ritmo de crecimiento de la oferta no sólo se produce por la falta de incentivos sino también por la falta de infraestructura. Así, a pesar del incremento de la demanda eléctrica, la expansión de la red de transporte de alta tensión fue acotada, más allá de que existieron algunas iniciativas orientadas a su crecimiento.

Recientemente, el Ministerio de Economía publicó el Plan Nacional de Obras de Ampliación del Sistema Eléctrico, identificándose obras prioritarias en las que se debería avanzar para evitar que el sistema de transporte siga generando cuellos de botella. De este modo, frente al aumento sostenido de la demanda y durante los picos de consumo, las limitaciones en las redes de transporte explicaron en gran medida las restricciones en el suministro eléctrico en distintas regiones del país.

Entre 2004 y 2014 se incorporaron 4.723 kilómetros de líneas de transporte de alta tensión a nivel nacional, mientras que las redes de distribución troncal adicionaron 6.386 kilómetros, centralmente en el NOA, Patagonia y, en menor medida, el NEA. A lo largo de la última década, en cambio, la expansión fue mucho menos significativa, con la incorporación de 1.240 kilómetros en líneas de alta tensión y 3.023 kilómetros en redes de distribución troncal.

Para superar esos cuellos de botella que ya se advierten en la industria, el plan del gobierno que aún no se transformó más que en anuncios, declaró prioritarias 16 obras de transporte para incorporar 5.610 nuevos kilómetros de líneas. Estos proyectos sumarían una inversión de más de US$6.600 millones por parte del sector privado, a ser recuperados mediante un concepto tarifario que abonarán los usuarios beneficiados con la nueva infraestructura.

Las obras prioritarias son AMBA I y AMBA II, Línea 500 kV Vivoratá – Plomer (Buenos Aires), Línea 500 kV Plomer – O’Higgins (Buenos Aires), Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel (Río Negro) – Bahía Blanca (Buenos Aires). Pero se esperan los llamados a licitación para poder determinar las condiciones para que los privados se hagan cargo de obras millonarias y de largo plazo de recupero de inversión.

En el corto plazo, el Gobierno abrió la convocatoria para el programa Almacenamiento ALMA-GBA, un recurso tecnológico inédito en el país que busca contratar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires, para lo cual se presentaron 15 empresas con 27 proyectos por hasta 1.347 MW de potencia.

, , , , , , , , , , ,

Según un informe reciente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), el buen desempeño del sector energético fue determinante para que la balanza comercial argentina cerrara el primer semestre de 2025 con resultado positivo.

En los primeros seis meses del año, el superávit generado por las exportaciones energéticas alcanzó los U$S 3.700 millones, lo que representa un incremento del 36% en relación con el mismo período del año pasado.

De acuerdo con datos oficiales, sin el aporte del complejo hidrocarburífero, la balanza comercial del país habría mostrado un saldo negativo.

Las exportaciones energéticas registraron un aumento del 11% respecto al primer semestre de 2024, impulsadas por una mejora en la producción de hidrocarburos y la expansión de infraestructura para su transporte y evacuación.

En ese marco, las exportaciones de gas crecieron un 10%, y solo en junio, las ventas externas de crudo alcanzaron los 371 mil barriles diarios. Este dinamismo permite proyectar un superávit energético anual superior a los U$S 6.000 millones, con la meta de superar los U$S 25.000 millones hacia fines de la década.

Desde mayo, la producción de shale oil retomó una senda ascendente, apalancada por una mayor cantidad de pozos conectados, lo que anticipa un crecimiento sostenido en los volúmenes de producción para los próximos meses.

Al mismo tiempo, las importaciones energéticas cayeron un 39%, debido a la mayor inyección de gas nacional al sistema, habilitada por el aumento en la capacidad de producción y transporte.

Esta menor necesidad de importaciones fortaleció el aporte neto del sector energético, con un impacto positivo en el ingreso de divisas genuinas a la economía.

En total, el comercio exterior argentino registró un superávit de U$S 2.788 millones en el primer semestre, lo que representa una caída del 74% respecto al mismo período de 2024.

Sin embargo, este resultado sólo pudo mantenerse en terreno positivo gracias a las exportaciones energéticas, especialmente de crudo.

El último monitoreo del Instituto de Estrategia Internacional de la Cámara de Comercio Exterior de la República Argentina destaca que las exportaciones energéticas crecieron en cantidades un 110,5% frente al primer semestre del año pasado.

El informe también advierte que, si bien la apuesta por el desarrollo del sector es sólida y de largo plazo, persisten factores coyunturales de impacto, como la volatilidad del precio internacional del petróleo.

Según cálculos de la CEPH, por cada U$S 10 de caída en el precio del barril de crudo, las empresas productoras locales pierden alrededor de U$S 2.800 millones anuales en ingresos.

, , , , , , , , , , , ,