La Argentina dejó de tener un problema de recursos energéticos y enfrenta ahora un cuello de botella en la red eléctrica. Un informe privado señala que el país cuenta con gas en Vaca Muerta, cobre en San Juan, litio en el norte, viento, sol, potencial hidroeléctrico y uranio para sus centrales nucleares, pero todavía no dispone de suficiente infraestructura de transporte de alta tensión para trasladar esa energía hacia los centros de consumo y producción.
8 de septiembre 2026 - 13:29
La red eléctrica quedó al límite: sobran recursos, pero faltan cables para llevar la energía
Un informe advierte que Argentina cuenta con gas, minería, renovables y energía nuclear, pero enfrenta un cuello de botella en la red eléctrica. El Gobierno lanzó un plan de transmisión de u$s6.600 millones, con 16 obras y financiamiento privado.
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El informe describe una matriz con recursos abundantes, pero condicionada por la infraestructura.
El diagnóstico aparece en un momento clave para el sector. En agosto de 2026, la Secretaría de Energía lanzó un plan de transmisión eléctrica de u$s6.600 millones, compuesto por 16 obras y más de 5.610 kilómetros de líneas, financiado íntegramente por privados bajo concesiones a 30 años.
Según el trabajo de Criteria, elaborado por el analista Maximiliano Svriz Levato, se trata del mayor programa de ampliación de la red en dos décadas y marca la primera vez que el transporte troncal de 500 kV no depende del Tesoro nacional.
La urgencia quedó expuesta durante el verano. El 15 de enero de 2026, cuatro líneas de 220 kV de la estación Morón salieron de servicio en medio de una jornada de alta temperatura en Buenos Aires. El incidente provocó la pérdida instantánea de unos 3.000 MW y dejó sin luz a 800.000 usuarios de Edenor, con impacto en subtes, trenes y el aeropuerto. Aunque en una hora se restituyó el 90% del servicio, el episodio confirmó que la red llega al verano al límite.
El SADI y el atraso de la red
Argentina opera un único sistema interconectado, el SADI, administrado por CAMMESA desde 1992. La columna vertebral del sistema está compuesta por unos 20.300 kilómetros de líneas troncales, de los cuales 14.200 kilómetros corresponden a 500 kV. Transener funciona como transportista principal, mientras que empresas regionales como Transba, Transnoa, Transcomahue y Distrocuyo completan la malla en 132 kV y 220 kV.
El problema es que la red no recibió una obra troncal de gran escala desde el Plan Federal de Transporte Eléctrico de comienzos de siglo. La última gran ampliación nacional se terminó en 2017 y, en el AMBA, la última obra relevante data de 2006, mientras la demanda de hogares, industria, minería y ahora datacenters siguió creciendo.
Según Criteria, la explicación está en la tarifa. El cargo de transporte en Argentina ronda apenas u$s0,003 por MWh, frente a niveles de u$s8 a u$s10 en Chile y de u$s12 a u$s15 en Colombia. Con una remuneración tan baja, ningún privado tenía incentivos suficientes para financiar líneas que requieren grandes desembolsos y plazos largos de repago.
Gas, agua, viento y energía nuclear
El informe describe una matriz con recursos abundantes, pero condicionada por la infraestructura. En 2024, Argentina generó unos 153 TWh: el gas natural explicó el 49%, la hidroelectricidad el 25%, la energía eólica el 11%, la nuclear el 7% y el resto correspondió a solar, biomasa y otras fuentes térmicas.
Para diciembre de 2025, las renovables ya cubrían el 19,6% de la demanda, con una capacidad instalada cercana a 6.960 MW, compuesta por 4.496 MW eólicos y 2.464 MW solares. En ese mapa, Central Puerto aparece como la mayor generadora del país, con 6.938 MW; YPF Luz cuenta con unos 3.800 MW y abastece cerca del 10% de la demanda nacional; y Genneia suma 2.128 MW, con fuerte peso renovable.
El parque hidroeléctrico también tiene una escala relevante. Argentina cuenta con 95 represas relevadas, aunque la mayor parte de la potencia se concentra en pocos complejos, como Yacyretá, Piedra del Águila, Salto Grande, El Chocón, Alicurá y Futaleufú.
En el segmento nuclear, la generación representa alrededor del 7% de la matriz. Durante el primer semestre de 2026, los tres reactores en operación generaron 4,45 millones de MWh. Atucha III, acordada con China por u$s8.300 millones, quedó en un limbo desde abril de 2025, mientras que el proyecto CAREM25 continúa frenado por falta de financiamiento. En ese contexto, el informe destaca como apuesta más concreta de corto plazo el reactor modular ACR-300, anunciado por Meitner Energy Latam e INVAP con una inversión de u$s1.200 millones.
San Juan, minería y el cuello de botella eléctrico
San Juan aparece como uno de los casos más claros del problema. Con más de 20 proyectos mineros y un capex anunciado por u$s35.000 millones, el cuello de botella dejó de ser geológico y pasó a ser eléctrico.
El 29 de julio de 2026, el regulador provincial aprobó la ampliación a 500 kV del corredor Nueva San Juan-Rodeo, una obra clave para destrabar la primera etapa de Josemaría, el proyecto de cobre y oro que BHP y Lundin Mining desarrollan en el distrito Vicuña. Según Criteria, la inversión será de u$s800 millones, pagada por la minera, con 25 años de prioridad de uso.
Un día después de esa aprobación, Josemaría ingresó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por u$s9.737 millones. Para el informe, la conclusión es directa: en minería, quien resuelve primero la energía construye primero la mina.
La necesidad de infraestructura eléctrica también aparece en Vaca Muerta. Criteria señala que Halliburton instalará en la formación su equipo de fractura eléctrico Zeus, con una demanda de entre 20 MW y 30 MW por set, generando esa energía in situ con gas en lugar de esperar una conexión a la red. El mismo patrón, agrega el informe, siguen los hyperscalers de inteligencia artificial en Estados Unidos cuando la infraestructura pública no llega a tiempo.
El plan de transmisión de u$s6.600 millones
El plan lanzado por la Secretaría de Energía el 12 de agosto, mediante la Resolución 202/2026, incluye 16 obras de transporte por más de 5.610 kilómetros. Esa extensión equivale a una ampliación de 38,3% respecto de la red troncal actual.
El primer proyecto será AMBA I, con una inversión prevista de u$s800 millones. La obra incluye una línea de 500 kV de 270 kilómetros y una nueva estación en Plomer, con adjudicación prevista para el primer semestre de 2027.
Criteria advierte, sin embargo, que el plan no cubre toda la necesidad de inversión. Estimaciones sectoriales citadas en el informe calculan que el sistema eléctrico requiere cerca de u$s10.000 millones en generación, transporte y almacenamiento, más de 50% por encima de lo ya licitado.
El almacenamiento aparece como otro frente pendiente. El proyecto de baterías AlmaGBA para el AMBA es hasta ahora la única iniciativa de escala vinculada al plan, mientras que la generación distribuida sigue siendo marginal en el país.
