La Secretaría de Energía retomó este miércoles el diálogo con las empresas del sector eléctrico en el marco del Comité de Seguimiento del Plan de Contingencia 2024-2026 para empezar a diagramar las posibles medidas a implementesar para afrontar los picos de demanda eléctrica del próximo verano, en particular intentando maximizar la disponibilidad de generación en el mercado.

“El país no cuenta con una potencia instalada suficiente como para pasar los picos de demanda de forma tranquila, ante los picos de verano y de invierno vamos a seguir sufriendo y necesitamos generar en el corto plazo medidas que son solamente paliativas, de gestionar la poca oferta que tenemos y gestionar la demanda”, afirmó la secretaria de Energía, María Tettamanti, al cerrar este miércoles el Foro Lide Argentina.

El comité conformado el año pasado ante la perspectiva de una temporada estival crítica comenzará con encuentros quincenales de los que participan representantes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), agentes generadores, transportistas, distribuidores bajo jurisdicción federal y grandes usuarios. Incluso se realizan consultas con otros organismos relevantes como el Servicio Meteorológico Nacional.

Un participante de ese encuentro señaló a EconoJournal que se comenzó a evaluar el tipo de medidas que se podrán adoptar para los próximos meses, la posibilidad de implementación para el corto plazo y el costo que pueden demandar. En esa análisis se busca maximizar la disponibilidad de las máquinas en el mercado mediante incentivo de precios y trabajar con la demanda no prioritaria que puede tener alternativas de provisión.

El último verano a pesar de haber atavesado temperaturas benévolas el sistema alcanzó su demanda récord de 30.240 Mw el 10 de febrero, en particular por el salto del consumo residencial. La situación se asegura volverá a ser compleja porque en este año no se logró avanzar en nueva infraestructura eléctrica, y todo lo que se pueda construir no tendrá impacto hasta 2027, al menos.

Inversiones de mediano y largo plazo

En ese sentido, Tettamanti explicó que “se está trabajando en generar inversiones a mediano y largo plazo. Por ejemplo, se lanzó la licitación de almacenamiento en Buenos Aires por 500 Mw para la cual se recibieron ofertas por 1.400 Mw, lo que demuestra un gran interés de la industria. Pero también se planean licitaciones de transporte de alta tensión para fin de año, de manera de poder llevar la generación a las zonas de mayor demanda”.

En la segunda quincena de julio, la Secretaria de Energía, a través de la Resolución 311/2025, avanzó con la ejecución del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, al definir las tres primeras obras estratégicas que serán licitadas bajo un modelo de concesión a inversores privados, cyos pliegos estan en elaboración y serán publicados antes de fin de año.

Las obras seleccionadas son AMBA I, que mejorará la capacidad de abastecimiento en el Área Metropolitana de Buenos Aires que concentra el 40% del consumo eléctrico nacional; la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins, que permitirá evacuar parte de la generación de Comahue; y la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca, que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Estas obras forman parte del conjunto de 16 proyectos prioritarios definidos por la Resolución 715/2025, en el marco del Plan de Contingencia 2024–2026, que identificó zonas críticas del país donde el crecimiento de la demanda eléctrica no fue acompañado por la infraestructura necesaria.

En ese marco de necesidad de obras e inversiones, Tettamanti dijo que “la preocupación del Gobierno es crear un ambiente regulatorio confiable para fomentar la inversión privada en todos los eslabones de la energía y aprovechar la ventana de oportunidad de las reservas naturales de gas y crudo. La premisa es que la Argentina vuelva a ser un país donde los inversores y financistas extranjeros vean oportunidades, lo cual depende de políticas públicas consistentes del gobierno nacional, el Congreso, la Justicia, las provincias y los municipios”.

Al analizar la situación del mercado gasífero, la secretaria dijo que “el sector necesita una reorganización. Actualmente, las distribuidoras tienen contratos en el marco del Plan Gas, pero en los picos de invierno sólo tienen la mitad de su necesidad contractualizada. La otra mitad es abastecida por ENARSA como comercializador e importador de GNL, una compra que debería descentralizarse”.

“Es también necesario reordenar el sistema de transporte, ya que existen contratos de capacidad de transporte en rutas donde no hay gas disponible, lo que genera una desconexión entre el mercado formal y la realidad del servicio, con lo cual tambien se busca sincerar el mercado para que se normalice el mercado mayorista”, agregó.

La hoja de ruta hacia el libre mercado

Tettamantim reseñó que “la hoja de ruta energética tiene como objetivo final alcanzar un esquema de libre mercado tanto para la generación eléctrica como para la producción de gas natural. Sin embargo, se necesita una transición cuidadosa para evitar un impacto excesivo en las tarifas y los subsidios”.

En ese sentido, recordó que “en las próximas horas se publicarán los lineamientos que buscan liberar el mercado eléctrico mayorista. Se trabajó con las opiniones del sector y se hicieron modificaciones para fomentar la inversión en nueva generación”.

“El desafío es determinar quién será el comprador de la nueva energía, ya que se busca que no sea Cammesa. Se planea replicar el modelo de licitaciones de almacenamiento, donde la compañía actúa como organizador y los compradores son las distribuidoras o los grandes usuarios. Pero para que las distribuidoras puedan actuar como compradores, deben ser sujetos de crédito, lo cual depende de la renegociación de las deudas que tienen pendientes”, afirmó.

Ese esquema plantea otras cuestiones: “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”, dijo la secretaria, al entender que “las empresas privadas tienen experiencia y flexibilidad para adaptarse, pero necesitan la certeza de que las políticas públicas serán permanentes”.

“El principal temor del sector privado -concluyó- es la falta de garantías de que las regulaciones perduren, lo que se suma al riesgo argentino y al riesgo regulatorio. El éxito del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es un ejemplo de cómo las reglas de juego claras y sostenidas pueden atraer inversiones, y a diferencia de los vaivenes de precios internacionales que las empresas saben gestionar, los cambios regulatorios dependientes del Estado son el riesgo que más desalienta la inversión”.